laporan resmi praktikum afr n

LAPORAN RESMI PRAKTIKUM

LAPORAN RESMI PRAKTIKUMANALISA FLUIDA RESERVOIR

DISUSUN OLEH:

Nama

: Ayu Retno IsmayantiNIM : 1101134Kelompok : VI ( Enam )S1 TEKNIK PERMINYAKAN

SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI

BALIKPAPAN

2012 LAPORAN RESMI PRAKTIKUM

ANALISA FLUIDA RESERVOIRDiajukan untuk memenuhi persyaratan Praktikum Analisa Fluida Reservoir

Tahun Akademik 2012/ 2013Program Studi S1. Teknik Perminyakan

Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi

Balikpapan

Disusun Oleh:

Nama

: Ayu Retno Ismayanti NIM

: 1101134

Kelompok

: VI ( Enam )

Balikpapan, Desember 2012Disetujui oleh

Dosen Pembimbing Praktikum

Asisten Pembimbing

(Ryan Alfian Noor,ST)

(Eris Musa Toban)

LEMBAR ASISTENSI PRAKTIKUM

ANALISA FLUIDA RESERVOIRNama

: Ayu Retno Ismayanti

NIM

: 1101134Kelompok: VI ( Enam )

NoTanggalKeteranganParaf

117 Desember 20121. Gambar Alat dan Bahan dilengkapi2. Ukuran Tulisan BAB 12 dan SUBBAB 143. Rumus di kotakin4. Warna Rumus dan Tabel Sama5. Laporan di lengkapi

219 Desember 20121. Format diperbaiki

2. Nama Gambar dilengkapi

3. Gambar Bahan dilengkapi

4. Grafik dilengkapi

5. BAB I, II, III, IV dipelajari lagi

KATA PENGANTAR

Rasa syukur saya panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa, karena atas berkah dan rahmat-Nyalah saya dapat menyelesaikan laporan praktikum Analisa Fluida Reservoir yang telah diberikan. Laporan praktikum Analisa Fluida Reservoir ini terdiri dari tujuh macam percobaan. Di dalam laporan ini terdapat berbagai macam pembahasan dari percobaan percobaan yang telah dilakukan. Laporan praktikum Analisa Fluida Reservoir ini merupakan kelengkapan dari mata kuliah Kimia Fisika Hidrocarbon.

Kami melakukan percobaan berdasarkan buku penuntun yang disusun oleh dosen pembimbing dan juga berdasarkan petunjuk dari asisten praktikum. Oleh karena itu saya mengucapkan terima kasih kepada:

1. Bapak Ryan Alfian Noor selaku dosen Pembimbing Praktikum Kimia Fisika Hidrocarbon

2. Saudara Eris Musa Toban selaku Asisten Praktikum.

3. Terima kasih juga atas kerjasama teman teman di kelompok praktikum ini.

Saya menyadari masih terdapat banyak kekurangan dalam penulisan laporan praktikum ini, oleh karena itu apabila ada salah kata mohon dimaklumi.

Balikpapan, Desember 2012

Penulis

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL...............................................................................

LEMBAR PENGESAHAN....................................................................

LEMBAR ASISTENSI...........................................................................

KATA PENGANTAR............................................................................

DAFTAR ISI...........................................................................................

DAFTAR LAMPIRAN..........................................................................

DAFTAR GAMBAR..............................................................................

DAFTAR TABEL...................................................................................

DAFTAR GRAFIK................................................................................

BAB I

PENDAHULUAN............................................................

BAB IIPENENTUAN KANDUNGAN AIR DENGAN

DENGAN DEAN & STARK METHOD ......................

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

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

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

2.3.1. Peralatan ...........................................................

2.3.2. Bahan ................................................................

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

2.5. Hasil Analisa dan Perhitungan ..................................

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

2.5.2. Perhitungan ......................................................

2.6. Pembahasan ...............................................................

2.7. Kesimpulan ................................................................ BAB III

PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS & W) DENGAN CENTRIFUGE TABUNG

BESAR DAN TABUNG KECIL ....................................


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


3.3.1. Peralatan ...........................................................

3.3.2. Bahan ................................................................


3.4.1. Tabung Kecil ....................................................

3.4.2. Tabung Besar ....................................................


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

3.5.2. Perhitungan ......................................................

3.6. Pembahasan ...............................................................

3.7. Kesimpulan ................................................................ BAB IV

PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY .........................


4.2. Dasar Teori ................................................................


4.3.1. Peralatan ...........................................................

4.3.2. Bahan ................................................................



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

4.5.2. Perhitungan ......................................................

4.6. Pembahasan ...............................................................

4.7. Kesimpulan ................................................................

BAB V

PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK TUANG DAN TITIK BEKU ........................................................


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


5.3.1. Peralatan ...........................................................

5.3.2. Bahan ................................................................



5.5.1. Hasil Analisa .................................................

5.5.2. Perhitungan ......................................................

5.6. Pembahasan ...............................................................

5.7. Kesimpulan ................................................................

BAB VI

PENENTUAN TITIK NYALA DAN TITIK BAKAR

DENGAN TAG CLOSED TESTER .............................


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


6.3.1. Peralatan ...........................................................

6.3.2. Bahan ................................................................



6.5.1. Hasil Analisa .................................................. 6.5.2. Perhitungan ......................................................

6.6. Pembahasan ...............................................................

6.7. Kesimpulan ................................................................

BAB VIIPENENTUAN VISCOSITAS KINEMATIK

SECARA COBA COBA

(TENTAIVE METHOD) .............................................


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


7.3.1. Peralatan ...........................................................

7.3.2. Bahan ................................................................



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

7.5.2. Perhitungan ......................................................

7.6. Pembahasan ...............................................................

7.7. Kesimpulan ................................................................

BAB VIIIANALISA KIMIA AIR FORMASI .............................


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


8.3.1. Peralatan ...........................................................

8.3.2. Bahan ................................................................


8.4.1. Penentuan pH ....................................................

8.4.1. Penentuan Alkalinitas .......................................

8.4.1. Penentuan Kesadahan Total ..............................

8.4.1. Penentuan Kalsium ...........................................

8.4.1. Penentuan Magnesium .....................................

8.4.1. Penentuan Klorida .............................................

8.4.1. Penentuan Sodium ............................................

8.4.1. Grafik Analisa Air ...........................................

8.4.1.Perhitungan Indeks Stabilitas Air CaCO3 ..........


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

8.5.2. Perhitungan ......................................................

8.6. Pembahasan ...............................................................

8.7. Kesimpulan ................................................................

BAB IXPEMBAHASAN UMUM................................................

BAB XKESIMPULAN UMUM.................................................

DAFTAR PUSTAKA.............................................................................

LAMPIRAN............................................................................................

DAFTAR LAMPIRAN

LAMPIRANIPenentuan Kandungan Air Dengan

Dengan Dean & Stark Method

LAMPIRANIIPenentuan Kandungan Air Dan Endapan

(Bs & W) Dengan Centrifuge Tabung

Besar Dan Tabung Kecil

LAMPIRANIIIPenentuan Specific Gravity

LAMPIRANIVPenentuan Titik Kabut, Titik Tuang

Dan Titik Beku

LAMPIRANVPenentuan Titik Nyala Dan Titik Bakar Dengan Tag Closed

Tester

LAMPIRANVIPenentuan Viscositas Kinematik Secara Coba Coba

(Tentaive Method)LAMPIRANVIIAnalisa Kimia Air Formasi

LAMPIRANVIIITugas Pendahuluan

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Dean Stark Method ..........................................................

Gambar 2.2. Electrical Open ................................................................

Gambar 3.1. Centrifuge ........................................................................

Gambar 3.2. Transformer .....................................................................

Gambar 3.3. Centrifuge Tube ...............................................................

Gambar 4.1. Hidrometer .......................................................................

Gambar 4.2. Gelas Ukur .......................................................................Gambar 4.3. Thermometer ....................................................................

Gambar 5.1.

Es Batu .............................................................................

Gambar 5.2.

Penutup dari Gabus ..........................................................

Gambar 5.3. Tester and Bath .................................................................

Gambar 6.1.

Tag Closed Tester..............................................................

Gambar 6.2.

Thermometer .....................................................................

Gambar 6.3. Skema Tag Closed Tester .................................................

Gambar 7.1. Cannon Viscometer ..........................................................

Gambar 8.1. Peralatan Titrasi ................................................................

Gambar 8.2. Gelas Ukur .......................................................................

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

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

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1. Hasil Perhitungan Kadar Air (%) ...........................................

Tabel 3.1.Analisa % BS & W pada sampel minyak I dan sampel

Minyak II ................................................................................

Tabel 3.2.Analisa % BS & W data kelompok untuk sampel minyak I

dan sampel minyak II .............................................................

Tabel 3.3.Data Percobaan Kandungan Air dan Base Sedimen dari

Kelompok ...............................................................................

Tabel 4.1.Koreksi oAPI untuk data umum ............................................

Tabel 4.2. Koreksi oAPI untuk data kelompok .......................................

Tabel 5.1.Analisa Perhitungan Titik Kabut, Titik Beku dan Titik

Tuang dari Data Umum .........................................................

Tabel 5.2 Analisa Perhitungan Titik Kabut, Titik Beku dan Titik

Tuang dari Data Kelompok ...................................................

Tabel 5.3.Tabel data percobaan Titik Kabut, Titik Beku dan Titik

Tuang Tiap Kelompok ...........................................................

Tabel 6.1.Koreksi Tekanan Barometer ..................................................

Tabel 6.2.Tabel Titik Nyala dan Titik Bakar Sampel dari Data

Umum .....................................................................................

Tabel 6.3. Tabel Titik Nyala dan Titik Bakar Sampel dari Data

Kelompok ...............................................................................

Tabel 6.4. Tabel Data Percobaan Titik Nyala dan Titik Bakar ................

Tabel 7.1.Viscositas Standard ................................................................

Tabel 7.2. NBS Viscosity Standard .........................................................

Tabel 7.3.Data Hasil Analisa Pengamatan ..............................................

Tabel 8.1.Harga Kebebasan Setiap Ion ...................................................

Tabel 8.2.Harga Konsentrasi Komponen ................................................

Tabel 8.3. Indeks Stabilitas ......................................................................

Tabel 8.4.Perhitungan Tenaga Ion ..........................................................

Tabel 8.5. Harga Faktor K dan Suhu ........................................................

Tabel 8.6. Tabulasi Konsentrasi Ion Anion dan Kation ..........................

Tabel 8.7.Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3 .....................................

Tabel 8.8. Harga Indeks Stabilitas ...........................................................

DAFTAR GRAFIK

Grafik 2.1.Volume air yang tertampung - % persen kadar air ...........

Grafik 2.2.Kelompok - % Kadar air ...................................................

Grafik 3.1.Kelompok % BS dan W pada sampel I ..........................

Grafik 3.2.Kelompok - % BS dan W pada sampel II .........................

Grafik 5.1.Grafik Titik Kabut,Titik Beku dan Titik Tuang dari data

Kelompok ..........................................................................

Grafik 6.1. Grafik Titik Nyala dan Titik Bakar ...................................

Grafik 8.1. Stabilitas indeks terhadap temperatur ...............................

BAB I

PENDAHULUAN

Minyak mentah atau crude oil adalah cairan kuning sampai hitam yang terutama terdiri dari karbon dan hidrogen dengan ukuran 9 oAPI 55 oAPI. Minyak mentah merupakan komponen senyawa hidrokarbon yang terbentuk di dalam bumi, yang berupa cairan, gas, dan padat, karena tergantung dari komposisi mineralnya serta pengaruh dari tekanan dan temperaturnya. Teori yang paling umum digunakan untuk menjelaskan asal usul minyak bumi adalah organic source materials. Teori ini menyatakan bahwa minyak bumi merupakan produk perubahan secara alami dari zat zat organik yang berasal dari sisa sisa tumbuhan dan hewan yang mengendap selama ribuan sampai jutaan tahun.

Akibat dari pengaruh tekanan, temperatur, kehadiran senyawa logam dan mineral serta letak geologis selama proses perubahan tersebut, maka minyak bumi akan mempunyai komposisi yang berbeda di tempat yang berbeda. Minyak bumi memiliki campuran senyawa hidrokarbon sebanyak 50 98% berat, sisanya terdiri atas zat zat organik yang mengandung belerang, oksigen, dan nitrogen serta senyawa senyawa anorganik seperti vanadium, nikel, natrium, besi, alumunium, kalsium, dan magnesium.

Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya :

1. Golongan Parafin

Parafin adalah kelompok senyawa hidrokarbon jenuh berantai lurus (alkana), CnH2n+2. Contohnya adalah metana (CH4), etana (C2H6), n-butana (C4H10), isobutana (2-metil propana, C4H10), isopentana (2-metilbutana, C5H12), dan isooktana (2,2,4-trimetil pentana, C8H18). Jumlah senyawa yang tergolong ke dalam senyawa isoparafin jauh lebih banyak daripada senyawa yang tergolong n-parafin. Tetapi, di dalam minyak bumi mentah, kadar senyawa isoparafin biasanya lebih kecil daripada n-parafin.

2. Golongan Naftan

Naftan adalah senyawa hidrokarbon jenuh yang membentuk struktur cincin dengan rumus molekul CnH2n. Senyawa-senyawa kelompok naftan yang banyak ditemukan adalah senyawa yang struktur cincinnya tersusun dari 5 atau 6 atom karbon. Contohnya adalah siklopentana (C5H10), metilsiklopentana (C6H12) dan sikloheksana (C6H12). Umumnya, di dalam minyak bumi mentah, naftan merupakan kelompok senyawa hidrokarbon yang memiliki kadar terbanyak kedua setelah n-parafin.

3. Golongan Aromatik

Aromatik adalah hidrokarbon-hidrokarbon tak jenuh yang berintikan atom-atom karbon yang membentuk cincin benzen (C6H6). Contohnya benzen (C6H6), metilbenzen (C7H8), dan naftalena (C10H8). Minyak bumi dari Sumatera dan Kalimantan umumnya memiliki kadar aromat yang relatif besar.

Minyak mentah biasanya dipisahkan menjadi fraksi fraksi yang sesuai dengan tingkatan titik didih komponen komponen yang ada di dalam masing masing fraksi. Minyak mentah yang sebagian besar mengandung molekul parafinik, dari hasil proses pemisahan fraksi minyak dengan fraksi gasnya akan dihasilkan minyak pelumas yang sangat baik, serta diperoleh lilin paraffin sebagai residunya. Sebaliknya, apabila sebagian besar molekulnya dari jenis aromatic, maka fraksi fraksi berat dari minyak mentah tersebut akan menghasilkan tar, aspal, bahan penambal atap, dan kegunaan lain yang serupa.

Praktikum Analisa Fluida Reservoir mempunyai suatu tujuan, yaitu untuk memahami sifat sifat fisik dan sifat kimia dari reservoir terutama minyak mentah dan air formasi. Dalam praktikum ada beberapa hal yang saya pelajari, yaitu :

1. Penentuan Kandungan Air dengan Dean & Stark Method.

2. Penentuan Kandungan Base Sediment and Water (%BS & W) dengan Centrifuge Tabung Besar dan Tabung Kecil.

3. Penentuan Specific Gravity.4. Penentuan Titik Kabut, Titik Beku, dan Titik Tuang

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

6. Penentuan Viskositas Kinematik Secara Coba Coba (Tentative Method)7. Analisa Kimiawi Air FormasiAgar dihasilkan suatu produk reservoir yang sesuai dengan yang kita harapkan, maka pada fluida tersebut perlu dilakukan beberapa analisa atau pengukuran terhadap air, endapan, berat jenis, titik kabut, titik beku, titik tuang, flash point, fire point, viscositas, tekanan uap, dan analisa terhadap air formasi.Dalam memproduksi minyak, analisa fluida reservoir sangat penting dilakukan guna menghindari hambatan-hambatan dalam operasinya. Hal itu juga dapat membantu dalam pencapaian produktifitas secara maksimum dengan baik. Mempelajari analisa fluida reservoir ini sangat bermanfaat untuk mengevaluasi atau merancang peralatan produksi yang sesuai dengan keadaan di suatu reservoir, meningkatkan efisiensi, serta guna menunjang kelancaran proses produksi.BAB II

PENENTUAN KANDUNGAN AIR DENGAN

DEAN & STARK METHOD

1.1. Tujuan Percobaan

1. Untuk menentukan kandungan air dari minyak mentah atau crude oil.

2. Untuk mengetahui dampak air yang terkandung dalam crude oil.

3. Untuk mengetahui kualitas minyak dengan menentukan kandungan air didalamnya.

1.2. Teori DasarKadar air adalah salah satu parameter terpenting dalam penentuan kualitas bahan bakar, karena bila kadar air terlalu besar didalam bahan bakar beberapa kendala akan muncul seperti:

Nilai kalori (Calorific value) akan turun

Tumbuhnya mikroorganisme.

Terbentuknya deposit dari unsur anorganik yang terdapat di air.

Terjadinya karat/korosi.

Dalam suatu reservoir khususnya minyak, akan selalu didapatkan kandungan air. Sifat sifat air reservoir ini mempunyai kemampuan untuk melarutkan hidrokarbon, komposisi, faktor volume formasi, dan karakteristik viscositas pada suhu dan tekanan formasi. Pemisahan antara minyak dan air yang terkandung di dalamnya disebut dehidrasi minyak bumi. Dehidrasi ini dilakukan baik pada penghilangan maupun transportasi minyak karena air yang terkandung dalam minyak dapat menyebabkan korosi pada pipa pipa minyak tempat penimbunan minyak, dan lain sebagainya. Dehidrasi ini merupakan persoalan kimia maupun fisika yang diperlukan untuk mendapatkan pemisahan yang seefisien mungkin.

Dalam reservoir air dan minyak bercampur menjadi emulsi cair. Air dan minyak dapat bercampur membentuk emulsi cair apabila suatu pengemulsi (emulgator) ditambahkan dalam larutan tersebut. Karena kebanyakan emulsi adalah dispersi air dalam minyak, dan dispersi minyak dalam air, maka zat pengemulsi yang digunakan harus dapat larut dengan baik di dalam air maupun minyak. Emulsi adalah suatu sistem koloid yang fase terdispersinya dapat berupa zat padat, cair, dan gas, tapi kebanyakan adalah zat cair (contohnya: air dengan minyak). Pada umumnya emulsi kurang mantap, kemantapan emulsi dapat terlihat pada keadaannya yang selalu keruh seperti; susu, santan, dsb. Untuk memantapkan emulsi diperlukan zatpemantap yang disebut emulgator. Air formasi yang terkandung dalam minyak ada 2 macam, yaitu :1. Air bebas, merupakan air yang terbebaskan dari minyaknya.

2. Air emulsi, air yang melayanglayang di dalam minyak dan diperlukan cara cara khusus untuk memisahkannya.

Dalam lapangan minyak, air bebas lebih mudah untuk dibebaskan /dipisahkan dari minyaknya dibandingkan dengan air emulsi. Pemisahan air bebas dari minyaknya dapat dilakukan dengan mendiamkan atau settling dalam suatu tempat, dicampur gas olise, bisulfide, atau dipanaskan. Tetapi untuk air emulsi, pemisahannya memerlukan cara cara khusus. Sifat sifat Emulsi antara lain :1. Umumnya kadar air emulsi cukup tinggi. Hal ini disebabkan penguapan sejumlah air, gas alam sebelum terjadi emulsifikasi pada residu airnya, Kadar garam yang besar pada fasa cair berpengaruh besar pada gaya permukaan pada gaya permukaan antara cairan minyak dan air. Di antara zat zat tersebut dengan emulsion flying agentnya yang terkonsentrasi antara dua fasa yang bersangkutan.2. Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifat sifat minyak. Semakin besar viscositasnya, residu karbon, dan tegangan permukaan minyak semakin terbentuk emulsi.3. Semakin lama emulsi terbentuk semakin ketat atau semakin susah untuk dipisahkan.Terjadinya emulsi ini memerlukan tiga syarat, yaitu :

1. Adanya dua zat cair yang tidak saling campur.

2. Adanya zat yang menyebabkan terjadinya emulsi (Emulsi flying Agent).

3. Adanya agitasi.

Untuk mencegah terjadinya emulsifikasi, dapat dilakukan dengan cara :

1. Memperkecil tingkat agitasi, contohnya dengan menggunakan anker pada sumur sumur pompa, mengurangi kecepatan pompa, spasi plunger (mengurangi slopage), dan pompa dianjurkan untuk tenggelam.

2. Penggunaan zat anti emulsifikasi.

3. Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi.

Pemisahan minyak terhadap air mutlak dilakukan untuk menghindari

kerugian antara lain :

1. Pipe line akan berkurang kapasitasnya karena harus mentransport minyak dengan air.

2. Air bisa menyebabkan korosi pada peralatan pengeboran.1.3. Peralatan dan Bahan

1.3.1. Peralatan

1. Condensor

2. Receiver

3. Ground flask joint

4. Electrical oven

Gambar 2.1 Ground Flask Joint

Gambar 2.2 Dean and Strak

Gambar 2.3 Electrical Oven

1.3.2. Bahan

1. Minyak atau crude oil 50 ml

2. Solvent 50 ml

3. Air1.4. Prosedur Percobaan

1. Sirkulasikan air dalam peralatan.

2. Peralatan harus dalam keadaan bersih dan siap pakai.

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

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

5. Memasukkan campuran tersebut ke dalam flask.

6. Menghubungkan electrical oven dengan arus listrik dan setelah beberapa jam pastikan telah terjadi kondensasi.

7. Mengamati proses kondensasi dengan adanya air yang terdapat dalam water trap.

8. Jika pada water trap sudah tidak ada penambahan air lagi, laporkan % air dengan Dean and Stark Methode.

9. Menghitung % kandungan air menggunakan rumus:

1.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

1.5.1. Hasil Analisa

Data Umum

Volume sampel ( crude oil )= 50 ml

Volume Solvent ( kerosin )= 50 ml

Volume air yang tertampung= 0,35 ml

Data Kelompok.

Volume sampel ( crude oil )= 45 ml

Volume Solvent ( kerosin )= 45ml

Volume air yang tertampung= 0,25 ml

2.5.2. PERHITUNGAN :

A. Data UmumPersen kandungan air dalam sampel :

=

=0,7 %

B. Data KelompokPersen kandungan air dalam sampel :

=

=0,555 %

Tabel 2.1. Hasil Perhitungan Kadar Air (%) Tiap Kelompok

KelompokKadar Air (%)

10,914

20,914

30,826

40,826

50,555

60,555

Grafik 2.1% KadarAir dari Data Tiap Kelompok

Dalam percobaan kita menghitung persen kandungan air dalam sampel dengan rumus dan dihasilkan air sebanyak 0,7 % dalam 50 ml sampel minyak dari data umum dan 0,555 % dalam 50 ml sampel minyak dari data kelompok. Hal ini menunjukkan bahwa sampel merupakan sampel minyak (crude oil) yang baik, karena memiliki kandungan air dibawah 1 %.Grafik 2.2 % Kadar Air terhadapa Volume Air Tertampung

1.6. Pembahasan

Kandungan air yang berlebih didalam crude oil dapat menimbulkan korosi, scale dan emulsi, oleh karena itu perlu dilakukan suatu proses guna mengurangi kandungan air yang terdapat dalam crude oil tersebut, salah satu metode yang digunakan adalah Dean and Stark Method. Sebelum proses pemanasan dilakukan sample minyak yang akan digunakan terlebih dahulu dicampur dengan solvent yang pada percobaan ini menggunakan kerosin. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk mempercepat proses pemisahan air dari minyak serta proses pemanasannya. Untuk mencegah terjadinya ledakan maka digunakan kerikil yang ditaruh didalam Ground Flask Joint supaya mengimbangi tekanan uap. Jumlah air yang terdapat dalam Water Trap merupakan fungsi waktu dari hasil destilasi, karena semakin lama waktu yang digunakan maka air yang didapat semakin banyak tergantung atas kondisi air didalam minyak.

Dengan mengetahui % kandungan air ini nantinya dapat diketahui minyak (crude oil) yang memiliki kualitas yang baik, yang nantinya dapat diperoleh gambaran mengenai keadaan minyak mentah dan jumlahnya yang memungkinkan untuk diproduksikan.

Percobaan dengan metode ini kurang efektif karena penguapan minyak yang mengakibatkan berkurangnya grafity minyak yang bersangkutan. Kehilangan grafity ini adalah karena penguapan fraksi fraksi dari minyak. Namun untuk mengurangi penguapan fraksi fraksi dari minyak dapat dilakukan dengan cara memanaskan minyak dalam ruang yang tertutup rapat.

1.7. Kesimpulan

1. Semakin besar volume air yang tertampung pada minyak mentah, maka semakin besar pula persentase kadar air yang didapatkan.

2. Kerosin adalah campuran berfungsi sebagai katalis yang mempercepat terjadinya penguapan, tetapi tidak ikut bereaksi ketika terjadi pemanasan.2. Pada percobaan Dean Stark Method, kelompok kami mendapatkan % kandungan air dari sampel adalah sebesar 0,555 %3. Kadar air yang berlebih menimbulkan kerosi, scale dan emulsi.

4. Dengan mengetahui % kandungan air, kita dapat menentukan apakah minyak (crude oil) memiliki kualitas yang baik atau tidak, sehingga dapat diperoleh gambaran mengenai keadaan minyak mentah dan jumlah minyak mentah yang dapat diproduksikan.

BAB IIIPENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS & W) DENGAN CENTRIFUGE METHOD TABUNG BESAR

DAN TABUNG KECIL


1. Untuk menentukan kandungan air dari minyak mentah.

2. Untuk menentukan kandungan endapan dari minyak mentah.

3. Untuk mengetahui dampak atau akibat yang ditimbulkan dari air dan endapan yang terkandung dalam crude oil.

3.2. Teori DasarSedimen adalah partikel padatan yang tersuspensi dalam suatu larutan, unsur unsur sedimen bisa berupa partikel partikel Karbon, partikel anorganik atau partikel partikel yang berasal dari faktor external, seperti debu,partikel yang dikeluarkan oleh suatu proses produksi, dan lain-lain.

Pemeriksaan sedimen diperlukan untuk mengetahui tingkat kebersihan bahan bakar, hal ini juga berkaitan erat dengan umur pemakaian filter bahan bakar, makin kecil sediment, makin awet filter yang akan digunakan.

Lapisan horizontal yang ada di batuan sedimen disebut bedding. Bedding terbentuk akibat pengendapan dari partikel-partikel yang terangkut oleh air atau angin. Kata sedimen sebenanrya berasal dari bahas latin sedimentum yang artinya endapan. Batas-batas lapisan yang ada di batuan sedimen adalah bidang lemah yang ada pada batuan dimana batu bisa pecah dan fluida bisa mengalir. Selama susunan lapisan belum berubah ataupun terbalik maka lapisan termuda berada di atas dan lapisan tertua berada di bawah. Prinsip tersebut dikenal sebagai prinsip superposition. Susunan lapisan tersebut adalah dasar dari skala waktu stratigrafi atau skala waktu pengendapan. Pengamatan pertama atas fenomena ini dilakukan oleh Nicolaus Steno di tahun 1669. Beliau mengajukan beberapa prinsip berkaitan dengan fenomena tersebut.

Prinsip-prinsip itu adalah prinsip horizontality, superposition, dan original continuity. Prinsip horizontality menjelaskan bahwa semula batuan sedimen diendapkan dalam posisi horizontal. Pembentuk batuan sedimen adalah partikel-partikel atau sering disebut sedimen yang terbentuk akibat hancuran batuan yang telah ada sebelumnya seperti batuan beku, batuan metamorf, dan juga batuan sedimen sendiri.

Batuan sedimen memang sangat menarik untuk dibahas. Selain bentuknya yang unik dan beragam serta jumlahnya yang melimpah di muka bumi (hampir 75% kulit bumi terdiri atas batuan sedimen), proses-proses yang terjadi juga sangatlah menarik untuk dibahas. Salah satu proses yang menarik adalah bagaimana sedimen sebagai penyusun batuan sedimen dapat terangkut dan diendapkan menjadi batuan sedimen.

Sebelum mengetahui bagaimana sedimen terangkut dan terendapkan dalam suatu cekungan mungkin ada baiknya kita dapat memahami prinsip apa saja yang bisa kita temukan dalam batuan sedimen.

Prinsip-prinsip tersebut sangatlah beragam diantaranya prinsip uniformitarianism. Prinsip penting dari uniformitarianism adalah proses-proses geologi yang terjadi sekarang juga terjadi di masa lampau. Prinsip ini diajukan oleh Charles Lyell di tahun 1830. Dengan menggunakan prinsip tersebut dalam mempelajari proses-proses geologi yang terjadi sekarang, kita bisa memperkirakan beberapa hal seperti kecepatan sedimentasi, kecepatan kompaksi dari sediment, dan juga bisa memperkirakan bagaimana bentuk geologi yang terjadi dengan proses-proses geologi tertentu.

Minyak yang kita produksi ke permukaan sering kali tercampur dengan sedimen-sedimen yang dapat mempengaruhi proses / laju produksi, untuk itu endapan tersebut harus dipisahkan dengan cara:

Di Laboratorium

Dengan menggunakan metode centrifuge yaitu dengan menggunakan gaya centrifugal sehingga air, minyak dan endapan dapat terpisahkan. Di Lapangan

Kalau pemboran dilakukan di daratan maka dibuatkan kolam-kolam pengendapan, sedangkan jika pemboran di lepas pantai maka disamping dilakukan diseparator juga dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia tertentu.

Suatu suspensi atau campuran yang berada pada suatu tempat (tabung) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya centrifugal dan berat jenis yang berbeda, akan saling pisah, dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada di atas.Metode Centrifuge ini mempunyai kelebihan antara lain :

1. Waktu yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta endapan lain lebih singkat dari pada menggunakan Dean & Stark Method.

2. Pemindahan alat yang sangat mudah dilakukan.

3. Pengujian dan peralatannya pun lebih mudah dari pada menggunakan metode Dean & Stark.3.3. Peralatan dan Bahan

3.3.1. Peralatan

1. Centrifuge

2. Centrifuge tube 100 ml

3. Transforme

Gambar 3.1 Centrifuge

Gambar 3.2 Centrifuge Tube 100 ml

Gambar 3.3 Transformer

3.3.2. Bahan

1. Sample minyak 5 ml untuk tabung kecil

2. Sample minyak 100 ml (2%) untuk tabung besar

3. Toluena / bensin3.4. Prosedur Percobaan

3.4.1. Centrifuge Tabung Kecil

1. Mengambil 5 ml sample, menambahkan toluena/bensin

sebagai demulsifier sampai batas tabung, menutup dan

goncangkan dengan kuat hingga campuran benar

benar homogen kurang lebih 10 menit.

2. Memasukkan tabung ke dalam centrifuge dan putar kurang

lebih 10 menit dengan kecepatan yang dihitung dengan

persamaan:

RPM= 265 (Ref / d)0,5

Ref

= relative centrifuge force diambil 500800

D= diameter sayap (string) dalam inchi yang

diukur dari puncak tabung yang

berlawanan, kalikan dalam posisi tabung

berputar.3. Membaca dan mencatat kombinasi volume dari kandungan

air dan sediment di dasar tabung dengan pembacaan skala

0,05 ml; 0,1 ml dan 1 ml.

4. Mengulangi putaran kurang lebih 10 menit pada putaran

yang sama sampai kombinasi volume dari kandungan air

dan sediment konstan untuk dua kali pembacaan.

3.4.2. Centrifuge Tabung Besar

1. Menyiapkan sampel minyak sebanyak 100 ml (2%)

2. Memasukkan ke dalam centrifuge tube dalam posisi

berpasangan

3. Centrifuge tube dimasukkan ke dalam centrifuge

4. Menghubungkan dengan transformer.5. Mengatur timer dalam 10 menit.6. Mengatur regulator dalam posisi 8 dan baca RPM.7. Setelah timer berhenti, tunggu beberapa menit sehingga

putaran berhenti.8. Mengambil centrifuge dan laporkan BS & W dalam persen.

3.5. Hasil Analisa dan Perhitungan3.5.1. Hasil Analisa

A. Data Umum

Volume sampel:80 mlLama pemutaran: 10 menitRotation Per Minute: 1625rpm

Sampel Minyak I

Volume Air=0,4ml

Volume Padatan=0,06 ml

Sampel Minyak II

Volume Air=0,05 ml

Volume Padatan=0ml

B. Data Kelompok

Volume sampel: 80ml

Lama pemutaran: 10menit

Rotation Per Minute: 1625rpm

Sampel Minyak I

Volume Air=0,9 ml

Volume Padatan=0,095 ml

Sampel Minyak II

Volume Air=0,007 ml

Volume Padatan=0 ml

Tabel 3.1. Analisa % BS & W data kelompok untuk sample I dan sample II Data Kelompok

Parameter AnalisaSample minyak ISample minyak II

Volume Air (ml)0,90,007

Volume Padatan(ml)0,0950

% BS & W1,243 %0,008 %

3.5.2. Perhitungan

A. Data Umum

Untuk sample minyak I :

=

= 0,575% Untuk sample minyak II :

= 0,062%B. Data Kelompok

Untuk sample minyak I :

= 1,243% Untuk sample minyak II :

= 0,008%

Tabel 3.3. Data Percobaan Kandungan Air dan Base Sedimen Dari Kelompok

% BS dan WSampel I (%)Sampel II (%)

Kelompok 10,6620,007






Grafik 3

Grafik 3.1 Data Tiap Kelompok vs % BS & W Sampel I

Grafik 3.2 Data Tiap Kelompok vs % BS & W Sampel II

3.6. PembahasanUntuk mencari % BS & W adalah dengan menghitung volume air ditambah dengan volume padatan berbanding terbalik dengan volume sample dikalikan 100%. Dari hasil perhitungan tersebut, dapat diperoleh % kadar air dan sedimen ( BS & W ). Adapun faktor-faktor yang dapat mempengaruhi BS & W, antara lain:

1. Penyebaran air yang tidak merata dalam batuan reservoir

2. Kondisi dari formasi ( kompak atau tidak kompak )

Campuran yang berada pada suatu tempat ( tabung ) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya centrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah dan terlempar menjauhi titik pusat perputarannya. Dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada di atas.

Minyak yang kita produksi ke permukaan sering kali tercampur dengan sedimen-sedimen yang dapat mempengaruhi proses atau laju produksi, serta mempengaruhi mutu suatu minyak. Untuk itu dengan menggunakan metode centrifuge, sehingga air, minyak, dan endapan dapat terpisahkan.

3.7. Kesimpulan

1. Volume air dan volume padatan dalam suatu padatan berbanding lurus terhadap % Base Sediment dan Water.2. Air dan endapan yang terikut pada proses produksi minyak mentah dapat mempengaruhi laju produksi. Semakin tinggi laju produksi semakin besar air dan endapan yang terikut.

3. Kandungan air dan endapan mempengaruhi mutu suatu minyak yang dihasilkan. Semakin kecil persentase kandungannya maka semakin baik mutu minyaknya, begitu juga sebaliknya.

4. Semakin besar nilai rpm, semakin cepat proses pemisahan antara minyak, air, dan endapan.

5. Pada percobaan ini, kelompok kami mendapatkan % Base Sediment dan kandungan air dari sampel I adalah sebesar 1,243% Base Sediment dan kandungan air untuk sampel II adalah sebesar 0,008%.

BAB IVPENENTUAN SPECIFIC GRAVITY


1. Untuk menentukan specific gravity atau berat jenis minyak mentah dan gas pada temperature 60 oF.

2. Untuk menentukan hubungan Specific Gravity terhadap oAPI.

3. Untuk menentukan kualitas suatu minyak dengan menggunakan satuan oAPI.

4.2. Teori DasarSpesific Gravity cairan HC didefinisikan sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada tekanan dan temperature yang sama.

Dimana biasanya specific grafity digunakan dalam pembicaran tentang sifat-sifat fisik cairan yang diukur pada keadaan standar yaitu pada temperature 60oF dan tekanan atmosfer (14.7 Psia). Selain itu, didalam dunia industry perminyakan juga digunakan besaran SG yang lain yaitu API GRAVITY yang dirumuskan sebagai berikut:

Harga oAPI untuk berat jenis minyak mentah (crude oil) antara lain :

Minyak berat = 10 -20 OAPI

Minyak sedang = 20 30 oAPI

Minyak ringan = > 30 oAPI

Pada percobaan ini dilakukan dengan menggunakanSedangkan untuk specific gravity gas atau campuran gas adalah perbandingan antara densitas gas atau campuran gas dengan udara, pada kondisi tekanan dan temperature yang sama.

Gravity gas dengan rumus :

Dimana:

Sg = spesifik correction gravity gas atau campuran gas

T1 = waktu yang diperlukan sample gas dari batas bawah sampai batas atas, detik.

T2 =Waktu yang diperlukan udara dari batas bawah sampai dengan batas atas, detik.

Dewasa ini dari minyak berat pun dapat dibuat bensin lebih banyak dengan sistem cracking dalam penyulingan, tetapi memerlukan biaya yang lebih tinggi.

Selain (API untuk menyatakan berat jenis, digunakan juga sistem baume, akan tetapi jarang digunakan karena (Baume tidak dapat membedakan klasifikasi specific grafity gas yang satu dengan yang lainnya.

Dalam perhitungan-perhitungan teknik reservoir maupun teknik produksi, umumnya spesifik gravity gas ditentukan berdasarkan anggapan sebagai gas ideal. Hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas minyak yang akan ditest. Dimana peralatan ini dilengkapi dengan skala pembacaan sampai puluhan derajat baume atau API unit. Ada hydrometer yang khusus disebut Thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang di bagian bawah hydrometer tersebut. Yang dipakai untuk mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu peralatan saja.

Specific gravity dari minyak bumi adalah perbandingan anatara berat yang diberikan oleh minyak tersebut pada volume tertentu dengan berat air suling pada volume tertentu, dengan berat air sling pada volume yang sama dan diukr pada temperature 60oF. sedangkan oAPI gravity minyak bumi menunjukkan kualitas minyak bumi tersebut berdasarkan dari standar America. Makin kecil SG atau makin besar oAPI nya akan sedikit mengandung lilin atau residu aspal atau parafin. Namun dewasa ini mnyak bumi berat dapat dibuat fraksi bensin lebih banyak dengan menggunakan metode cracking dalam penyulingan, namun proses ini memerlukan banyak biaya.

4.3

PERALATAN DAN BAHAN

4.3.1. PERALATAN:

1. Gelas ukur 500 ml

2. Hydrometer

3. Thermometer

Gambar 4.1 Gelas Ukur 500 ml

Gambar 4.2 Hydrometer

Gambar 4.3 Termometer

4.3.2.BAHAN:

1. Sample crude oil

4.4PROSEDUR KERJA

1. Ambil sample minyak 500 ml.

2. Masukkan ke dalam gelas ukur

3. Masukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah (misal dari 0.6 sampai dengan 1.1).

4. Masukkan thermometer derajat Fahrenheit kedalamnya.

5. Baca harga SG dan temperaturnya.

6. Dari hasil pembacaan, gunakan table untuk mendapatkan gravity API sebenarnya.4.5 Hasil Analisa dan Perhitungan

4.5.1 Hasil Analisa

A. Data Umum Volume sample: 500 ml

Temperatur sample : 25 (C = 77 (F Specific Gravity ( SG ) sample : 0,875Tabel 4.1. Koreksi oAPI untuk data umumoAPI TerukuroAPI 60 o/60 oF

3028,5

3129,5

3230,5

3331,5

3432,5

B. Data Kelompok Volume sample: 500 ml

Temperatur sample : 27,8 (C = 82,04 (F Specific Gravity ( SG ) sample : 0,869Tabel 4.2. Koreksi oAPI untuk data kelompok

oAPI TerukuroAPI 60 o/60 oF

3937,5

4038,5

4139,5

4240,5

4341,5

4.5.2PERHITUNGAN

A. DATA UMUM

Konversi temperatur sampel

25oC =

Menghitung harga oAPI terukur

oAPI terukur=

=

=30,214

Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF

SHAPE \* MERGEFORMAT

oAPI pada 60/60 oF:

=

:

=

:X=28,714

Menghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF

SG 60/60 oF=

=

=

= 0,883

Berdasarkan data-data analisis diperolehharga faktor koreksi

(Fcorr) dari tabel sebesar 0,00036 maka :

SG True

=SG 60/60 OF + {(Fcorr) x (T - 60 OF)}

=0,883 + {(0,00036) x (77 - 60)}

=0,883 + 0,00612

=0,889

OAPI True=

=

=27,667 OAPI

B. DATA KELOMPOK

Konversi temperatur sampel

27,8 oC =

Menghitung harga oAPI terukur

oAPI terukur=

=

=30,214

Menghitung Koreksi pada 60/60 OF

oAPI pada 60/60 oF:

=

:

=

:X=29,831 oAPIMenghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF

SG 60/60 oF=

=

=

=

0,877

Berdasarkan data-data analisis diperolehharga faktor koreksi

(Fcorr) dari tabel sebesar 0,00036 maka :

SG True

=SG 60/60 OF + {(Fcorr) x (T - 60 OF)}

=0,877 + {(0,00036) x (82,04 - 60)}

=0,877 + 0,0079344

=0,884

OAPI True=

=

=28,567 OAPI

4.6

PembahasanSG (Spesific Grafity) merupakan perbandingan antara massa jenis dengan massa jenis. Semakin besar SG minyak atau fluida, maka semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Dengan kata lain minyak yang diperoleh juga lebih sedikit. Selain itu perubahan tekanan dan temperatur juga mempengaruhi besar kecilnya oAPI minyak.

Jika ditanya besar SG minyak, berarti perbandingan massa jenis minyak dengan massa jenis air. Pada temperatur dan tekanan yang tinggi, air akan mengalami evaporasi. Dengan adanya evaporasi, berarti terjadinya ekspansi (pertambahan volume). Jika volume semakin besar, maka massa jenis air akan berkurang. Dan pada minyak, pada tekanan dan temperatur tinggi justru massa jenisnya semakin bertambah. Sehingga apabila diperhitungkan besar SG minyak, massa jenis minyak yang bertambah dibagi dengan massa jenis air yang berkurang, akan menghasilkan SG minyak yang besar. Jika SG semakin besar maka oAPI-nya semakin kecil. Jika oAPI kecil berarti klasifikasi minyak tergolong berat.

Dari hasil perhitungan data umum, diperoleh oAPITrue sebesar 27,667 oAPI, sedangkan untuk data kelompok didapatkan nilai oAPITrue sebesar 28,567 oAPI. Hasil tersebut dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak sedang. Di dalam dunia perminyakan, hasil suatu formasi diharapkan memiliki oAPI (>30) yaitu kategori minyak ringan, karena minyak ringan memiliki berat jenis kecil dan mudah diproduksi.

Perubahan tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi besar kecilnya oAPI. Dengan adanya tekanan dan temperatur yang berbeda itulah yang menyebabkan crude oil dapat mengalir hingga ke permukaan. Hal ini dikarenakan bahwa temperatur dan tekanan dipermukaan lebih kecil dari pada temperatur dan tekanan yang ada di reservoir.

4.7. Kesimpulan1. Semakin besar harga specific grafity minyak, semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Semakin kecil harga specific grafity minyak, semakin besar harga oAPI minyak tersebut.

2. Crude oil memiliki beberapa kategori yaitu kategori minyak berat (10-20), minyak sedang (20-30) dan minyak ringan (> 30), tetapi yang diharapkan pada suatu formasi adalah minyak yang memiliki oAPI (>30) kategori minyak ringan, sebab berat jenisnya kecil dan mudah diproduksi, serta nilai jualnya semakin tinggi

3. Perubahan tekanan dan temperatur juga berpengaruh terhadap oAPI.4. Jika oAPI crude oil tinggi, maka crude oil tersebut mengandung fraksi ringan dalam jumlah yang besar.5. Dari data perhitungan oAPItrue untuk data kelompok adalah 28,567 oAPI dan tergolong minyak sedang .

BAB VPENENTUAN TITIK KABUT, TITIK TUANG,

DAN TITIK BEKU


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

2. Menentukan titik tuang ( pour point ) untuk minyak mentah.3. Menentukan titik beku untuk minyak mentah.5.2. Teori Dasar

Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur dan tekanan. Apabila hal ini tidak diwaspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga menghambat proses produksi karena minyak tidak lagi mengalir. Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera teratasi.

Untuk mengatasi hal tersebut di atas, kita dapat mengambil sample minyak formasi dan mengadakan uji coba di laboratorium untuk mengetahui titk kabut, titik beku, dan titik tuang dari minyak mentah tersebut.

Yang dimaksud dengan :

1. Titik kabut adalah dimana padatan mulai mengkristal atau memisahkan diri dari larutan bila minyak didinginkan.

2. Titik tuang adalah temperatur terendah dimana minyak mentah dapat tertuang setelah mengalami pembekuan.

3. Sedang titik beku adalah temperatur terendah dimana minyak sudah tidak dapat mengalir lagi.

Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk menderterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada crude oil, namun test ini tidak menyatakan jumlah kandungan lilin secara absolut, begitu juga kandungan materi solid lainnya di dalam minyak.

Dikarenakan pada transportasi minyak dari formasi ke permukaan mengalami penurunan temperatur dan tekanan sehingga membuat kita harus memperhatikan kapan minyak mengalami pembekuan dan cara bagaimana supaya tidak terjadi proses pembekuan dengan mengetahui besar dati titik kabut, titik beku, dan titik tuangnya.

Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi penyusun minyak. Maksudnya, pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan jika dibandingkan dengan minyak ringan yang lebih banyak mengandung gas sehingga minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap stabil.

5.3. Peralatan Dan Bahan

5.3.1. Peralatan

a. Tube kaca sebagai tempat sampel

b. Thermometer

c. Penutup dari gabus

d. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel

Gambar 5.1 Penutup dari gabus

Gambar 5.2 Tube dari Kaca

Gambar5.3 Thermometer

5.3.2. Bahan

a. Sampel minyak mentah

b. Es batu sebai pendingin

c. Air dan garam

Gambar 5.4 Es Batu

5.4. Prosedur Percobaan

Percobaan dilakukan dengan melakukan pengamatan untuk titik kabut dan titik beku terlebih dahulu, baru dikondisikan untuk menentukan titik tuang.

5.4.1Titik Kabut dan Titik Beku

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

2. Siapkan es batu kemudian ditambahkan garam secukupnya

untuk menjaga agar es batu tidak cepat mencair.

3. Masukkan thermometer.

4. Amati temperature dan kondisi sampel yang diteliti setiap 3

menit.

5. Laporkan pembacaan temperature (dalam Celcius atau

Fahrenheit) pada saat terjadinya kabut dan lanjutkan sampai

sampel diyakini membeku.

5.4.2Titik Tuang

1. Setelah didapatkan titik beku, maka percobaan dilanjutkan untuk

menentukan titik tuang.

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

sampel masih membeku.

3. Diamkan pada temperature permukaan.

4. Amati perubahan temperature pada saat seluruh permukaan

sampel dapat dituangkan. Laporkan temperature tersebut sebagai

titik tuang.

5.5 Hasil Analisa dan Perhitungan

5.5.1 Hasil Analisa

A. Data Umum

Tabel 5.1. Parameter data umum

ParameterSampel

Titik Kabut17,6 oC63,68 oF

Titik Tuang16,2 oC61,6 oF

Titik Beku4,5 oC40,1 oF

B. Data Kelompok

Tabel 5.2.Parameter data kelompok

ParameterSampel

Titik Kabut29,5 oC85,1 oF

Titik Tuang27,2 oC80,96 oF

Titik Beku24,9 oC76,82 oF

5.5.2. Perhitungan

A. Data Umum

Titik Kabut ( 17,6 oC )=

=63,68 oF

Titik Tuang ( 4,5 oC )=

=40,1 oF

Titik Beku ( 16,2 oC )=

=61,16 oF

B. Data Kelompok

Titik Kabut ( 29,5 oC )=

=85.1 oF

Titik TBeku ( 24,9 oC )=

=76,82 oF

Titik Tuang ( 27,2 oC )=

=80,96 oF

Tabel 5.3. Tabel Data Percobaan Titik Kabut, Titik Beku dan Titik Tuang Tiap Kelompok

Data PercobaanTitik KabutTitik BekuTitik Tuang

CFCFCF

Kelompok 118,665,483,738,6615,860,44

Kelompok 218,665,483,738,6615,860,44

Kelompok 316,862,242,636,6815,259,36

Kelompok 416,862,242,636,6815,259,36

Kelompok 529,585,124,980,9627,276,82

Kelompok 629,585,124,980,9627,276,82

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

Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam suatu grafik ( seperti grafik 5.1. di atas ), baik data umum maupun data kelompok, dapat kita ketahui bahwa titik kabut memiliki temperatur tertinggi, dan titik beku memiliki temperatur terendah sedangkan titik tuang memiliki temperatur di antara keduanya (antara titik kabut dan titik beku).

Dan dari hasil percobaan diatas diperoleh bahwa minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan jika dibanding minyak ringan. Jadi untuk menghindari pembekuan maka haruslah diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi pada alat-alat flow line tetap stabil.5.6. Pembahasan

Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi penyusun minyak. Maksudnya, pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan jika dibandingkan dengan minyak ringan yang lebih banyak mengandung gas sehingga minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap stabil.

Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa. Jika pipa tersumbat karena pembekuan, minyak yang kita produksi tidak bisa lagi mengalir.

Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi hal tersebut, kita dapat mengambil formasi sample minyak dan dilakukan uji coba di laboratorium untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang.

Setelah kita mendapatkan titik kabut, titik beku, dan titik tuang, kita dapat mengantisipasi titik-titik dimana kemungkinan terjadinya pembekuan sehingga dapat segera diantisipasi dengan memasang heater pada flow line, atau dengan mengisolasi pipa-pipa untuk menjaga kestabilan temperatur.

Dari data-data perhitungan telah dilakukan sebelumnya, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik, dimana dijelaskan besar dari titik kabut (cloud point), titik beku, dan titik tuang ( pour point ) dari suatu minyak mentah dari data masing-masing kelompok.

5.7. KESIMPULAN

Dari data yang diperoleh, maka dapat disimpulkan bahwa:

1. Yang mempengaruhi titik kabut, titik tuang, dan titik beku yaitu komposisi penyusun minyak tersebut. Semakin berat minyak tersebut semakin cepat membeku.

2. Penentuan titik kabut, titik beku dan titik tuang dari minyak pada sumur produksi sangat penting karena mencegah terjadinya pembekuan, yang akan mempengaruhi proses produksi.3. Untuk mengantisipasi timbulnya masalah saat proses produksi minyak, terutama mengenai pembekuan minyak pada flow line akibat penurunan temperatur, maka dipasang heater pada jarak-jarak tertentu di flow line atau pemasangan isolasi pada pipa-pipa produksi. 4. Dari data perhitungan didapatkan nilai data kelompok untuk titik kabut adalah 85,1oF, titik tuangnya adalah 80,96 oF, dan titik bekunya adalah 76,82 oF Dari data diatas dapat disimpulkan bahwa titik kabut terjadi pada suhu yang lebih tinggi dibandingkan titik tuang dan titik beku berada pada temperatur terendah. 5. Minyak berat lebih cepat mengalami pembekuan daripada minyak ringan, dikarenakan banyaknya padatan yang terkandung dalam minyak berat. BAB VIPENENTUAN TITIK NYALA DAN TITIK BAKAR

DENGAN TAG CLOSED TESTER

6.1. Tujuan Percobaan1. Untuk menentukan titik nyala (flash point) pada crude oil

2. Untuk menentukan titik bakar (fire point) pada crude oil.

3. Untuk mengetahui hubungan antara titik nyala dan titik bakar.

6.2. Teori Dasar

Titik nyala (flash point) adalah temperatur terendah dimana suatu material mudah terbakar dan menimbulkan uap tertentu sehingga akan bercampur dengan udara, campuran tersebut mudah terbakar.

Untuk mencegah kemungkinan timbulnya kebakaran dari peralatan dipilih minyak dengan titik nyala yang tinggi. Titik nyala dari minyak yang baru tidak boleh lebih kecil dari 135 oC, sedangkan suhu minyak bekas tidak boleh kurang dari 130 oC. Untuk mengetahui titik nyala minyak transformator dapat ditentukan dengan menggunakan alat Close up tester.

Titik bakar (fire point) adalah temperatur terendah dimana suatu produk petroleum terbakar sementara (ignites momentarialy) tetapi tidak selamanya. Titik bakar juga dapat didefinisikan sebagai temperature terendah dimana bahan bakar cair yang dipanaskan pada keadaan baku dapat terbakar selama waktu sekurang kurangnya 5 detik.

Minyak bumi yang memiliki titik nyala terendah akan membahayakan, karena minyak tersebut mudah terbakar. Apabila minyak tersebut memiliki titik nyala tinggi juga kurang baik, karena akan susah mengalami pembakaran.

Ditinjau dari segi keselamatan, minyak yang baik mempunyai nilai titik nyala yang tinggi karena tidak mudah terbakar.

Demikian pula halnya pada minyak mentah, pada suhu tertentu ada gas yang terbebaskan di atas permukaan, apabila disulut dengan api, maka minyak mentah tersebut akan menyala. Titik nyala secara prinsip ditentukan untuk minyak bumi sehingga dengan demikian dapat mengantisipasi bahaya terbakarnya produk produk minyak bumi. Semakin kecil SG minyak mentah maka semakin tinggi oAPI-nya, berarti minyak tergolong minyak ringan, maka jumlah C1 C3 semakin banyak, dengan semakin banyak gas, semakin rendah titik nyala dan titik bakarnya, maka akan semakin mudah terbakar produk petroleum yang akan diproduksi.

Test flame ini terus diarahkan pada permukaan sample dengan berganti-ganti sehingga mencapai atau terjadi semacam ledakan karena adanya tekanan dan api yang terdapat pada test flame akan mati. inilah yang disebut flash point.

Penentuan titik nyala tidak dapat dilakukan pada produk-produk yang volatile seperti gasoline dan solven-solven ringan, karena mempunyai flash point dibawah temperature atmosfer normal.

Flash point ( titik nyala ) ditentukan dengan jalan memanaskan sample dengan pemanasan yang tetap. Setelah tercapai suhu tertentu, nyala penguji atau test flame diarahkan pada permukaan sample. Test flame ini terus diarahkan pada permukaan sample secara bergantian sehingga mencapai atau terjadi semacam ledakan karena adanya tekanan dan api yang terdapat pada test flame akan mati. Inilah yang disebut flash point (titik nyala). Sedangkan, penentuan fire point (titik bakar) ini sebagai kelanjutan dari flash point dimana apabila contoh akan terbakar / menyala kurang lebih lima detik maka lihat suhunya sebagai fire point (titik bakar).Flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar) juga berhubungan dengan SG minyak mentah dan juga oAPI-nya. Semakin tinggi titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) dari suatu minyak mentah, maka minyak tersebut tidak mudah terbakar (unflameable).

Jika tidak mudah terbakar, berarti SG minyak tersebut tinggi, sedangkan oAPI kecil. Sehingga minyak tersebut dapat diklasifikasikan sebagai minyak berat, karena banyak mengandung fraksi berat (residu atau lilin). Dan begitu juga sebaliknya, jika titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) rendah, maka minyak tersebut mudah terbakar (flameable) karena di dalam minyak tersebut terdapat fraksi ringan (gas).

6.3. Peralatan dan Bahan

6.3.1. Peralatan

1. Tag closed tester

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

dibagian depan.

3. Thermometer

Gambar 6.1 Tag Closed Tester dan Skema

Gambar 6.2 Thermometer6.3.2. Bahan

1. Minyak mentah

2. Air

3. Ethylene glycol

6.4. Prosedur Percobaan

1. Untuk minyak mentah dengan titik nyala 55( F atau yang lebih tinggi, isi bath dengan air hingga tumpah. Untuk minyak mentah yang mempunyai titik nyala yang rendah digunakan cairan yang berupa campuran air dengan ethylene glycol atau cairan dengan viskositas yang rendah dan mempunyai titik beku yang rendah.

2. Temperatur dari cairan di dalam bath harus berada pada temperatur lebih kurang dari 20( F dibawah perkiraan titik nyala dari sample.

3. Isi mangkok (test cup) dengan sample hingga batas (kira-kira 50 ml) dan bersihkan bila ada sample yang tumpah membasahi dinding mangkok, Pasang penutup (lid) yang telah diberi thermometer ke dalam bath.

4. Nyalakan test flame, atur nyala pada test flame sehingga mencapai ukuran sebesar bead yang terdapat pada penutup, atur pula kenaikan temperatur sebesar 1 derajat setiap 30 60 detik.

5. Jika temperatur sample di dalam mangkok 10( F di bawah titik nyala yang diperkirakan, sulutkan test flame ke dalam mangkok sample dengan memutar alat pada penutup mangkok. Ulangi cara ini setiap kenaikan 1(, sehingga penyulutan test flame menyebabkan uap di mangkok sample menyala, mencatat temperatur saat sample menyala.

6. Untuk menentukan titik bakar, lanjutkan pemanasan perlahan - lahan, dengan kenaikan kurang lebih 10( F setiap menit, lanjutkan penyulutan dengan test flame tiap - tiap kenaikan temperatur 5( F hingga sample menyala / terbakar 5 detik, catat temperatur tersebut sebagai titik bakar.

7. Lakukan koreksi jika terdapat tekanan barometer lebih kecil dari tabel di bawah ini :

Tabel 6.1. Koreksi Tekanan Barometer

Tekanan Barometer ( mm Hg )Koreksi

(F(C

715 83552,8

634 550 105,5

6.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

6.5.1. Hasil Analisa

Tabel 6.2.Tabel Titik Nyala dan Titik Bakar Sample dari Data UmumAnalisaSample

(CoF

Titik Nyala79,2174,56

Titik Bakar92,8199,04

Tabel 6.3.Tabel Titik Nyala dan Titik Bakar Sample dari Data Kelompok

AnalisaSample

(CoF

Titik Nyala76,8170,24

Titik Bakar93,5200,3

6.5.2. Perhitungan

A. Data Umum

Titik Nyala=

= 174,56 oF

Titik Bakar=

= 199,04 oF

B. Data Kelompok

Titik Nyala =

=170,24 oF

Titik Bakar=

= 200,3 oFData PercobaanTitik Nyala (OF)Titik Bakar (OF)

Kelompok 1173,66202,28

Kelompok 2173,66202,28

Kelompok 3167,72197,06

Kelompok 4167,72197,06

Kelompok 5170,24200,3

Kelompok 6170,24200,3

Tabel 6.4. Tabel Data Percobaan Titik Nyala dan Titik Bakar

Grafik 6.1. Grafik Titik Nyala dan Titik Bakar dari Data Tiap Kelompok

6.4. PEMBAHASAN

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar.

Dalam percobaan kali ini, temperatur flash point ( titik nyala ) sebesar 76,8 oC = 170,24 oF sedangkan untuk fire point ( titik bakar ) didapat sebesar 93,5 oC = 200,3 oF. Untuk percobaan penentuan flash point ( titik nyala ) dan fire point (titik bakar), praktikan melakukan pengetesan tentang titik nyala dan titik bakar pada sampel minyak yang telah disediakan. Dimana sampel minyak mentah dimasukkan ke dalam test cup dan air ke dalam bath kemudian dipanasi. Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati terjadinya flash point ( titik nyala ) dan fire point (titik bakar).

Flash point ( titik nyala ) dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan, sampel akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point ( titik bakar ) terjadi bila nyala yang dihasilkan lebih lama dari flash point ( minimal / kira-kira berlangsung selama 5 detik ).

Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Penentuan titik nyala dan titik bakar dari minyak mentah ini sangat penting dalam mengatisipasi timbulnya kebakaran pada peralatan produksi, karena temperatur minyak terlalu tinggi yang biasanya terjadi akibat adanya gesekan antara minyak dengan flow line, sehingga kita dapat melakukan pencegahan lebih dini.

6.7

Kesimpulan

1. Semakin tinggi titik nyala pada suatu minyak mentah, maka minyak mentah tersebut akan semakin susah mengalami pembakaran.

2. Dari data kelompok 6 yang diperoleh, diketahui titik bakar minyak mentah terjadi pada suhu 200,3oF dan titik nyalanya terjadi pada suhu 170,24 oF. 3. Semakin tinggi titik nyala dan titik bakar yang terjadi pada minyak mentah, maka akan semakin tinggi juga viskositas pada minyak mentah tersebut.

4. Flash point dan Fire Point berbanding lurus dengan viskositas dan SG, tetapi berbanding terbalik dengan oAPI.

5. Ditinjau dari segi keselamatan, minyak yang baik mempunyai nilai titik nyala yang tinggi karena tidak mudah terbakar.

BAB VIIPENENTUAN VISCOSITAS KINEMATIK SECARA

COBA COBA (TENTATIVE METHOD)


1. Menentukan viscositas kinematika untuk cairan newtonian pada berbagai temperature.

2. Menentukan hubungan viskositas dan laju alir fluida.

3. Menentukan faktor vaktor yang mempengaruhi viskositas fluida

7.2. Teori DasarViskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya tahanan tegangan geser oleh fluida tersebut. Viskositas berhubungan dengan fluida yang tidak encer. Adanya gesekan atau friksi antar lapisan lapisan fluida menyebabkan kehilangan energi. Viskositas gas meningkat dengan suhu, tetapi Viskositas cairan berkurang dengan naiknya suhu.

Viskositas kinematik merupakan waktu aliran atau efflux time teratur, alat ini dikalibrasikan dengan suatu minyak standar yang mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air didalam master viskometer atau dengan perbandingan langsung dengan viscometer yang dikalibrasikan secara teliti. Viskositas kinematik (Vk) adalah viskositas dinamik dibagi dengan densitas (Va/d),dimana keduanya diukur pada temperature sama. Unit dari viskositas kinematik adalah stoke, yang mempunyai dimensi cm2 / detik, tetapi didalam industry perminyakan biasanya dinyatakan dengan centi stoke (stoke / 100). Viskositas kinematik digunakan untuk mengetahui kekentalan suatu zat dengan pengukuran kecepatan alir melalui pipa kapiler pada suhu tertentu. Viskositas dinamis atau viskositas absolute adalah viskositas kinematik dikalikan dengan berat jenis cairan. Unit cgs dari viskositas dinamis (va) adalah poise, yang mana mempunyai dimensi gram/cm/detik. Fluida diklasifikasikan menjadi:

Fluida Newtonian adalah fluida yang tegangan gesernya berbanding lurus secara linier dengan gradien kecepatan pada arah tegak lurus dengan bidang geser. Fluida newtonian akan mengalir terus tanpa dipengaruhi gaya-gaya yang bekerja pada fluida. Cairan Newtonian (sample) adalah cairan yang mempunyai perbandingan yang linier antara shear rate dengan shear stressnya. Sebagai contoh, air.

Fluida non-Newtonian adalah fluida yang akan mengalami perubahan viskositas ketika terdapat gaya yang bekerja pada fluida tersebut atau terdapat hubungan tak linier antara besarnya tegangan geser yang diterapkan dan laju perubahan sudut.

Viscositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan kecepatan yang rendah. Dengan demikian viscositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan karakteristik alirannya. Untuk menjamin aliran dalam aliran pipa, harus digunakan viscometri yang memiliki ukuran viscometer dengan pipa kapiler tertentu sehingga alirannya lebih dari 200 detik. Viskositas kinematik dapat diukur dengan persamaan dibawah ini :

Dimana : V = kekentalan kinematis ( centistoke ).

C= konstanta kalibrasi viscometer.

T= waktu alir ( detik ).

Dalam cairan hidrokarbon dapat dibuat suatu generalisasi, yaitu :

viscositas naik dengan naiknya tekanan

viscositas turun dengan bertambahnya gas dalam larutan

Umumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viscositas dikalahkkan oleh pengaruh gas yang terlarut sehingga viscositasnya menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut. Penurunan viscositas dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas kejenuhan (tekanan). Tekanan yang lebih besar tidak akan menambah jumlah gas yang terlarut.

Viscositas

Tekanan

Grafik 7.1 Viscositas minyak sebagai fungsi tekananSedangkan cairan Newtonian adalah cairan yang memiliki perbandingan antara shear rate dengan shear strees.

Shear Strees Binghan plastik

Newtonian

Shear rate Grafik 7.2 Perbandingan antara Shear Stress dengan Shear Rate

7.3 PERALATAN DAN BAHAN

7.3.1.PERALATAN:

1. Master viscometer

2. Viscometer

3. Thermometer

4. Bath

5. Timer

Gambar 7.1 Canon Viscometer

Gambar 7.2 Thermometer

Gambar 7.3 Timer

\

7.3.2.BAHAN:

1. Cairan Newtonian ( sampel )

2. Air

7.4. PROSEDUR KERJA

1. Atur temperature bath dengan thermometer berkelitian 0.020F, atau thermometr berkelitian sampai 0.050F.2. Saring sample secukupnya dengan saringan 200 mesh atau penyaring lain yang sesuai, untuk membuang partikel-partikel padat atau air.

3. Ambil viscometer yang bersih dan kering dengan waktu alir lebih dari 200 detik.

4. Pasang pemegang viscometer di dalam bath sampai viscometer mencapai temperature yang dinginkan (selama 5 menit untuk mencapai temperature 1000F atau 10 menit untuk mnecapai temperature 2100F).

5. Gunakan peralatan penghisap untuk meniakkan sample masuk ke dalam pipa kapiler sampai batas bawah sample kurang lebih 5mm di atas garis batas atas sampai dari viscometer (pada awal pengukuran).Catat waktu yang diperlukan (dengan keteltian 0.1 detik) sample untuk bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran).

6. Catat waktu yang diperlukan (dengan ketelitian 0.1 detik) sample untuk bergerak (mengalir) dari garis batas (awal pengukuran) pada viscometer. Bila waktu yang diperlukan kurang dari 200 detik, ganti viscometer dengan viscometer yang mempunyai pipa kapiler yang lebih kecil, ulangi prosedur tersebut.

7. Lakukan percobaan 2 (dua) kali, bila hasil yang diperoleh dari kedua percobaan sasuai dengan repeatabilitas, maka gunakan harga rata-rata untuk menghitung viscositas kinematiknya.

8. Hitung viscositas kinematika dalam centistokes dengan cara perhitungan diatas.

7.5 HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN

7.5.1.HASIL ANALISA

Tabel 7.1 Data Hasil Analisa

SampelViscometerViscometer KineticWaktu Alir (dt)Konstanta

Kalibrasi pada suhu 20

AirI (25)VhA = 1,0038243CA = 0,0041308 cs/dtk

Minyak StandarII (25)Vh = 1,4912188 cs 361

AnalisaMinyak SampelI (50)Vh1= 1,4912188 cs361CA = 0,0041308 cs/dtk

Minyak SampelII (100)Vh2= 1,7803748 cs431

7.5.2 Perhitungan

CA=

= 0,0041308 cs/dtk

Vh=

= 1,4912188 cs

Vh1=

= 1,4912188 cs

Vh2= = 1,7803748 cs

C2A= = 0,0041308 cs/dtk

Kalibrasi peralatan untuk menentukan koefisien viscometer ( B )

B=

=

=

=(- 2,8064754) x (- 229,011552)

=642,7152870 Konstanta Peralatan Keseluruhan ( )

=

=

=

=

= 0,0083266 cs/dt

Menghitung harga viscositas kinematik dengan ketentuan:

=

=

=1,4912187 cs

0,001 x C x T2B = 0,001 x 0,0083266 x 431

=0,0035887

=

= 1,4912187 0,0035887

Jadi Viscositas Kinematik = C x T2B

= 0,0083266 x 431

= 3,5887646 cs

7.6 Pembahasan

Dari percobaan yang dilakukan, dapat diketahui bahwa viskositas

minyak sangat dipengaruhi oleh komposisi dari minyak itu sendiri (berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir). Dimana minyak berat memiliki viskositas yang lebih tinggi daripada minyak ringan, sehingga dalam viscometer akan memiliki waktu alir yang lebih lama jika diibandingkan dengan minyak ringan (viskositas berbanding terbalik dengan kecepatan alir /waktu alir).

Selain itu, waktu alir juga sangat dipengaruhi oleh temperatur sample, tekanan yang bekerja pada sample, serta banyaknya kandungan gas yang ada pada sample (minyak).

Dalam percobaan ini praktikan harus melihat skala suhu pada termometer (peralatan) dan mempertahankan supaya suhu tetap konstan seperti yang diinginkan. Selain itu faktor kebersihan alat perlu dipertahankan agar tidak mempengaruhi hasil viskositas kinematik minyak. Dan penting juga kita melakukan pengkalibrasian alat terlebih dahulu sebelum praktikan menggunakan alat-alat viscometer.

Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk mengalirkan minyak tersebut melalui pipa.

Pada dasarnya besarnya viskositas kinematik dapat dipengaruhi oleh beberapa hal, seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta alat keseluruhan (). Dalam percobaan kali ini, terdapat hasil viscometernya (B) 642,7152870 cs/dt, dan terdapat hasil konstanta peralatan keseluruhan () 0,0083266 cs/dt, dan terdapat harga viskositas kinematik 3,5887646 cs. Jadi, semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka semakin besar viscositas kinematiknya dan sebaliknya.

7.1. Kesimpulan

1. Dari data di atas dapat disimpulkan bahwa cairan newtonia memiliki viskositas senilai 3,5887646 cs.

2. Viskositas kinematik pada percobaan didapatkan dengan menggunakan rumus , karena .

3. Semakin tinggi viskositas, maka kecepatan alirnya semakin lambat 4. Semakin tinggi viskositas, maka waktu alirnya semakin lambat.5. Besarnya viscositas kinematik dapat dipengaruhi oleh beberapa hal, seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta alat keseluruhan (C).BAB VIIIANALISA KIMIAWI AIR FORMASI


1. Untuk menentukan pH, alkalinitas, penentuan kandungan Kalsium, Magnesium, Barium, Sulfat, Ferro, Klorida, Sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat.

2. Mengetahui sifat air formasi, apakah bersifat korosif, mengendap, atau stabil.3. Untuk mengetahui sifat fisik dan kimia air formasi8.2. Dasar Teori

Air formasi merupakan faktor utama yang berkaitan dengan pembentukan scale. Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan di permukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi produksi. Bisa juga disederhanakan, scale adalah hasil kristalisasi dan pengendapan mineral dari air formasi yang terproduksi bersama minyak dan gas

Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi.

Mekanisme terbentuknya kristal-kristal pembentuk scale berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen.

Air formasi biasanya disebut dengan oil field water atau connate water intertial water adalah air yang diproduksikan ikut bersama-sama dengan minyak dan gas. Air ini biasanya mengandung bermacam-macam garam dan asam, terutama NaCl sehingga merupakan air yang asam bahkan asam sekali.

Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon karena memang di dalam suatu akumulasi minyak, air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari keseluruhan pori.

Air formasi selain berasal dari lapisan itu sendiri atau juga berasal dari air formasi dari lapisan lain yang masuk kedalam lapisan produktif, biasanya disebabkanoleh :

a. Penyemenan yang kurang baik.b. Kebocoran casing yang disebabkan oleh :

1. Korosi pada casing.

2. Sambungan kurang rapat.

3. Pengaruh gaya tektonik rapat (patahan).

Sifat-sifat yang terkandung dalam air formasi :

1. Sifat fisika,meliputi :

a. Kompresibilitas

b. Kelarutan gas didalam air

c. Viskositas air.

d. Berat jenis

e. Konduktifitas.

2. Sifat kimiawi, meliputi :

a. Ion-ion negatif. (Anion)

b. Ion-ion positif. (Kation)

Alkalinitas, CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan ditempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil (dapat mengurai) seiring dengan perubahan waktu dan suhu. Untuk itu, pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium (Ba) harus dilakukan segera setelah contoh diterima, karena unsur BaSO4 terbatas kelarutannya, karena reaksi barium cepat dengan SO4, akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kasalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun.

Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sistem klasifikasi dari air formasi air, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengindetifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot hasil analisa air formasi tersebut kedalam grafik, hal ini akan memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan-lapisan batuan dari sumur secara tepat..

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

a.Untuk korelasi lapisan batuan

b.Menentukan kebocoran casingc.Menentukan kualitas sumber air untuk proses water flooding.

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

Gambar 8.1. Grafik Indeks Stabilitas Vs Temperature

Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca atau plastik agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen karena akan mempengaruhi kebasahan sample.

Percobaan yang dilakukan adalah dengan menentukan pH, Alkalinitas, penentuan kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat, ferro, klorida, sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat ( CaCO3).

Penentuan Percobaan

a. Penentuan Kalsium dan Magnesium

Untuk kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan kesadahan totalnya.

b. Penentuan Alkalinitas

Alkalinitas dari suatu cairan biasa dilaporkan sebagai CO3-, HCO3- dan OH-, yaitu dengan menitrasi air sample dengan larutan asam yang lemah dan larutan indikator. Larutan penunjuk (indikator) yang digunakan dalam penentuan kebasahan CO3- dan OH- adalah phenolphtelein (PP), sedangkan methyl orange (MO) digunakan sebagai indikator dalam penentuan HCO3-.

c. Penentuan Klorida

Unsur ion baku ditentukan dalam air formasi ialah Cl, yang konsentrasinya lemah sampai pekat. Metode mohr selalu digunakan dalam penentuan kadar klorit, tanpa perbaikan nilai pH. Cara pengujian dapat ditentukan untuk fluida yang bernilai pH antara 6 sampai 8.5 dan hanya ion SO yang sering mengganggu. gangguan dapat diketahui dari warna telah titrasi dengan larutan AgNO3 warna abu-abu sampai hitam. Bila hal ini dapat diketahui sebelumnya, ion ini dapat dihilangkan dengan cara mengasamkan contoh air yang akan diperiksa dengan larutan asam senyawa (HNO) dan dimasak selama 10 menit. setelah didinginkan, naikan pH sampai 6 hingga 8.5 dengan NHOH., larutan buffer kesadahan total atau larutan buffer Calver, dan tidak sekali-sekali mengurangi pH dengan HCL.

d. Penentuan Sodium

Sodium tidak ditentukan di lapangan, karena nilai sodium tidak dapat dianggap nilai yang nyata atau absolut. Perhitungannya ialah dengan pengurangan jumlah anion dengan jumlah kation dengan me/L kesadahan total tidak dimasukkan dalam jumlah perhitungan ini. Air formasi selain berasal dari lapisan lain yang masuk ke dalam lapisan produktivitasnya yang disebabkan oleh :

a. Penyemenan yang kurang baik

b. Kebocoran casing yang disebabkan oleh:

Korosi pada casing.

Sambungan kurang rapat.

Pengaruh gaya tektonik ( patahan ).

Adapun keadaan air formasi mempunyai sifat-sifat :

1. Sifat fisika , dimana meliputi :

Kompresibilitas

Kelarutan gas didalam air

Viskositas air

Berat jenis

Konduktifitas

2. Sifat kimiawi, dimana meliputi :

Ion-ion negative ( Anion )

Ion-ion positif ( Kation )

Pengambilan contoh air formasi sebaiknya dari kepala sumur dan atau separator dengan pipa plastik lentur jangan dari bahan tembaga ( Cu ) karena mudah larut. Peralatan harus bersih dari bekas noda dan di cuci alirkan dengan air formasi yang akan diambil.

Alkalinitas CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan di tempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil seiring dengan waktu dan suhu. Untuk itu pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam.

Penentuan kadar barium harus dilkukan segera setelah contoh diterima, karena unsur BaSO4 terbatas kelarutannya, karena barium bereaksi dengan cepat terhadap SO4 sehingga akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kesalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun.

Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sisem klasifikasi dari air formasi, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengidentifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot analisa air formasi tersebut, hal ini memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan lapisan batuan dari sumur secara tepat.

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

Untuk korelasi lapisan batuan

Menentukan kebocoran casing Menentukan kualitas sumber air untuk proses water floodingIdentifikasi kecenderungan pembentukan scale juga dapat dilakukan secara matematik dengan menghitung besarnya harga kecenderungan pembentukan scale (scale tendency). Metode yang digunakan berbeda-beda untuk tiap jenis scale. Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale kalsium karbonat dapat dilakukan dengan menggunakan metode langelier, ryznar, stiff-davis, serta metode oddo-tompson. Sedangkan perkiraan kecenderungan terbentuknya scale kalsium sulfat dilakukan dengan menggunakan metode case dan metode Skillman-McDonald-stiff. Metode-metode tersebut diatas mempunyai keterbatasan-keterbatasan dan keakuratan hasilnya tergantung pada data analisa air yang representatif untuk tiap kondisi yang dianalisa.

Hal-hal pokok yang perlu diperhatikan dalam pemilihan dan penggunaan metode perhitungan kelarutan antara lain adalah sebagai berikut:

a. Metode Langelier hanya diperuntukkan untuk air tawar dan tidak dapat digunakan pada analisa air formasi, sehingga membutuhkan perhitungan konversi untuk digunakan pada air formasi.

b. Metode Stiff and Davis merupakan modifikasi dari metode Langelier, dan dapat digunakan untuk menganalisa air formasi, tetapi hanya pada kondisi tertentu, sehingga untuk menganalisa pada kondisi reservoir diperlukan perhitungan ekstrapolasi.

c. Perhitungan kecenderungan pembentukan scale kalsium sulfat dengan menggunakan metode Skillman-McDonald-Stiff, hanya dapat digunakan pada air formasi dengan kandungan total padatan (total dissolved solids, TDS) kurang dari 150.000 mg/lt, sehingga untuk air formasi dengan TDS lebih besar dari batas tersebut harus ditentukan dengan ekstrapolasi.

Identifikasi terhadap mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk merupakan langkah awal dalam perencanaan program penanganan, baik pencegahan maupun penanggulangan yang effektif.Hasil Perhitungan SI digunakan untuk identifikasi terbentuknya Scale dengan kriteria :

Jika SI negatif berarti air tidak di jenuhi CaCO3 atau kelarutan yang dihasilkan lebih besar dari padatan yang dilarutkan, pada konsentrasi ini air tersebut bersifat korosif.

Jika SI positif berarti air di jenuhi CaCO3 sehingga cenderung terbentuk scale.

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

Pencegahan dan Penanggulangan Scale Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha yang preventif yang dilakukan sebelum terbentuk endapan scale

Apabila endapan scale telah terbentuk maka harus ditanggulangi untuk menghilangkan scale yang telah terbentuk tersebut. Penanggulangan endapan scale ini dapat dilakukan secara mekanik, kimiawi ataupun secara kombinasi antara mekanik dan kimia.

Cara mengatasi endapan scale di area tertentu: Menghilangkan Scale di Pipa-Pipa

Dengan kombinasi penggunaan zat kimia dan line pigging

Menghilangkan Scale Di dalam Sumur dan Formasi

1. Pembersihan scale pada tubing dan perforasi

2. Pembersihan scale dari ruang pori dan rekahan (Well Stimulation) dengan cara menginjeksikan asam kedalam formasi produktif.

8.3Peralatan dan Bahan

8.3.1

Peralatan

1) Alat titrasi

2) Labu ukur

3) pH paper strip

4) Alat ukur elektrolit

5) Pipet

Gambar 8.1. Peralatan Titrasi

Gambar 8.2. Labu Ukur

Gambar 8.3. pH paper strip

Gambar 8.4. Pipet tetes

Gambar 8.5. Pipet Ukur8.3.2

Bahan yang digunakan

1. Sampel air formasi2. Larutan buffer3. Larutan indicator4. Larutan H2SO45. Larutan AgNO38.4Prosedur Percobaan

Penentuan pH ( elektrolit )

1. Dengan menggunakan pH paper strip dapat langsung menentukan harga pH dari sample setelah mencocokkan warna pada standar pH paper strip, maka diperlukan kejelian dalam memilih dan mencocokkan warna dari paper strip.

2. Dengan alat ukur elektrolit, kalibrasi alat sebelum digunakan dengan cara : isi botol dengan larutan Buffer yang telah diketahui harga pH-nya, masukkan elektroda pada botol yang berisi larutan buffer. Putar tombol kalibrasi sampai digit menunjukkan harga pH larutan buffer.3. Cuci botol dan elektrodanya sebelum digunakan untuk menguji sample dengan air destilasi untuk mencegah terjadinya kontaminasi. Penentuan Alkalinitas

1. Ambil contoh air pada gelas titrasi sebanyak 1 cc dan tambahkan larutan PP ( Phenolptalein ) sebanyak 2 tetes.2. Titrasi dengan larutan H2SO4 0,02 M sambil digoyang. Warna akan berubah dari pink menjadi jernih. Catat jumlah larutan asam tersebut sebagai Vp.3. Tetesi lagi dengan 2 tetes MO ( Metyl Orange ), warna akan berubah menjadi orange. 4. Titrasi lagi dengan H2SO4 0,02 M sampai warna menjadi merah / merah muda. Catat banyaknya larutan asam total yaitu : jumlah asam ( 2 ) + asam ( 4 ) sebagai Vm.8.5Hasil Analisa dan Perhitungan Kebasahan P = Vp / banyaknya cc contoh air

Kebasahan M = Vm / banyaknya cc contoh air

Konsentrasi untuk setiap ion dalam mili ekivalen ( me/L ) dapat ditentukan dari tabel berikut :

Tabel 8.1. Harga kebasahan setiap ion

HCO3(CO3(OH(

P = 0M ( 2000

P = M0020 ( P

2P = M040 ( P0

2P < M20 ( ( M ( 2P )40 ( P0

2P > M040 ( ( M ( P )20 ( ( 2P ( M )

Penentuan Kalsium dan Magnesium

Untuk menentukan kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan kesadahan totalnya.

Penentuan Kesadahan Total

1. Ambil 20 ml air suling dalam gelas

laporan resmi praktikum afr n

Documents