Analisa Inti Batuan

LAPORAN RESMI PRAKTIKUM

ANALISA INTI BATUAN

DISUSUN OLEH :

Nama : Muhammad Septian Pratama

NIM : 1301331

Kelompok : 8 (Delapan)

JURUSAN S1 TEKNIK PERMINYAKAN

SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK & GAS BUMI

BALIKPAPAN

2014

iv

KATA PENGANTAR

Pertama-tama saya ucapkan puji syukur kehadirat Tuhan yang Maha Esa

karena berkat kasih karunia-Nya saya dapat menyusun “Laporan Resmi

Praktikum Analisa Inti Batuan” ini dengan semestinya. Penyusunan laporan

praktikum ini bertujuan untuk melengkapi persyaratan dalam mengikuti responsi

praktikum Analisa Inti Batuan.

Dalam kesempatan ini tidak lupa penyusun mengucapkan terima kasih

kepada :

1. Ketua Jurusan S1. Teknik Perminyakan

2. Dosen Pembimbing Praktikum Analis Inti Batuan

3. Seluruh Asisten Pembimbing Praktikum Analisa Inti Batuan

4. Teman–teman seperjuangan dalam menyusun laporan ini

5. Semua pihak yang telah ikut membantu baik secara langsung maupun

tidak langsung

Dengan segala kekurangan dan keterbatasan saya sangat mengharapkan

segala kritik dan saran yang membangun guna melengkapi kekurangan yang ada

dalam laporan ini dan untuk perbaikan dalam penyusunan untuk laporan

selanjutnya.

Akhir kata saya hanya dapat berharap semoga laporan ini dapat

bermanfaat bagi kita semua dan dapat memenuhi persyaratan Praktikum Analisa

Inti Batuan.

Balikpapan, 01 Desember 2014

Muhammad Septian Pratama

v

DAFTAR ISI

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

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

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

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

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

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ ix

DAFTAR TABEL ............................................................................................ xi

DAFTAR GRAFIK .......................................................................................... xii

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................... xiii

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

1.1. Karakteristik Batuan Reservoir ............................................... 1

1.2. Analisa Batuan Reservoir ......................................................... 4

1.3. Pengertian Analisa Inti Batuan ................................................ 5

BAB II PENGUKURAN POROSITAS

2.1. Tujuan Percobaan .................................................................... 6

2.2. Teori Dasar .............................................................................. 6

2.3. Peralatan Dan Bahan ............................................................... 16

2.3.1. Peralatan ....................................................................... 16

2.3.2. Bahan ............................................................................ 17

2.4. Metode Pengukuran ................................................................ 18

2.4.1. Metode Pengukuran Dengan Cara Menimbang ............ 19

2.4.2. Metode Pengukuran Dengan Mercury Injection Pump .. 19

2.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan ............................................... 21

2.5.1. Hasil Analisa.................................................................. 21

2.5.2. Perhiutngan ................................................................... 22

2.6. Pembahasan ............................................................................. 24

2.7. Kesimpulan .............................................................................. 25

vi

BAB III PENGUKURAN SATURASI FLUIDA


3.2. Teori Dasar .............................................................................. 26


3.3.1. Peralatan ....................................................................... 31

3.3.2. Bahan ............................................................................ 34

3.4. Prosedur Pekerjaan .................................................................. 34

3.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan ............................................... 35

3.5.1. Hasil Analisa ................................................................. 35

3.5.2. Perhitungan ................................................................... 35

3.6. Pembahasan ............................................................................. 36

3.7. Kesimpulan ............................................................................. 37

BAB IV PENGUKURAN PERMEABILITAS


4.2. Teori Dasar .............................................................................. 38


4.3.1. Peralatan ....................................................................... 44

4.3.2. Bahan ............................................................................ 45

4.4. Prosedur Percobaan ................................................................. 45

4.5. Hasil Analisa Dan Perhitungan .............................................. 46

4.6. Pembahasan ........................................................................... 49

4.7. Kesimpulan ............................................................................ 50

BAB V SIEVE ANALYSIS

5.1. Tujuan Percobaan .................................................................. 51

5.2. Teori Dasar ............................................................................ 51

5.3. Peralatan Dan Bahan ............................................................. 55

5.3.1. Peralatan ...................................................................... 55

5.3.2. Bahan ........................................................................... 56

5.4. Prosedur Percobaan ............................................................... 56

vii

5.5. Hasil Analisa dan Perhitungan .............................................. 57

5.6. Pembahasan ........................................................................... 63

5.7. Kesimpulan ............................................................................ 64

BAB VI PENENTUAN KADAR LARUT SAMPLE FORMASI DALAM

LARUTAN ASAM


6.2. Teori Dasar ............................................................................ 65


6.3.1. Peralatan ...................................................................... 68

6.3.2. Bahan ........................................................................... 71



6.5.1 Hasil Analisa ................................................................. 72

6.5.2 Perhitungan ................................................................... 72

6.6. Pembahasan ........................................................................... 73

6.7. Kesimpulan ............................................................................ 74

BAB VII PENENTUAN TEKANAN KAPILER PADA SAMPLE BATUAN

RESERVOIR


7.2. Teori Dasar ............................................................................ 75


7.3.1.Peralatan ....................................................................... 78

7.3.2.Bahan ............................................................................ 81


7.4.1.Kalibrasi Alat ................................................................ 81

7.4.2.Prosedur Untuk Menentukan Tekanan Kapiler ............ 83


7.5.1 Perhitungan ................................................................... 87

7.6. Pembahasan ........................................................................... 98

viii

7.7. Kesimpulan ............................................................................ 100

BAB VII PEMBAHASAN UMUM ............................................................... 101

BAB IX KESIMPULAN UMUM ................................................................. 106

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Skema Perbandingan Porositas ............................................... 8

Gambar 2.2. Porositas Batuan ....................................................................... 11

Gambar 2.3. Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywake .............. 15

Gambar 2.4. Rangkaian Porormeter ............................................................. 16

Gambar 2.5. Timbangan Digital .................................................................. 16

Gambar 2.6. Vacum Pump ........................................................................... 17

Gambar 2.7. Beaker Glash ............................................................................ 17

Gambar 2.8. Kerosin ..................................................................................... 17

Gambar 3.1. Skema Stark and Dean Distilator Apparatur ............................ 32

Gambar 3.2. Solvent Extractor ..................................................................... 32

Gambar 3.3. Oven ........................................................................................ 32

Gambar 3.4. Gelas Ukur .............................................................................. 33

Gambar 3.5. Exicator ................................................................................... 33

Gambar 3.6. Retort ........................................................................................ 33

Gambar 3.7. Timbangan Analisa .................................................................. 34

Gambar 4.1. Diagram Permeabilitas ............................................................. 40

Gambar 4.2. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air .... 43

Gambar 4.3. Rangkaian Gas Permeameter .................................................. 44

Gambar 4.4. Gas Inlet Devices .................................................................... 44

Gambar 4.5. Stopwatch ................................................................................. 45

Gambar 5.1. Gravel Packing ........................................................................ 52

Gambar 5.2. Elektrik Sieve Shacker ............................................................ 55

Gambar 5.3. Mortal dan Pastel ..................................................................... 55

Gambar 6.1. Erlenmeyer .............................................................................. 68

Gambar 6.2. Mortal and Pastle ..................................................................... 70

Gambar 6.3. Oven ........................................................................................ 70

Gambar 6.4. Kertas Saring ............................................................................ 70

Gambar 7.1. Kurva Tekanan Kapiler ........................................................... 77

Gambar 7.2. Picnometer Lid ........................................................................ 79

Gambar 7.3. Vacuum Gauge ......................................................................... 79

x

Gambar 7.4. Make-up Nut ........................................................................... 79

Gambar 7.5. Sample Holder ......................................................................... 80

Gambar 7.6. Pressure Gauge ........................................................................ 80

Gambar 7.7. Mercury Injection Capillarity Pressure Apparatus ................... 80

Gambar 7.8. Pump Plunger .......................................................................... 81

xi

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1. Ukuran Porositas ............................................................................... 12

Tabel 4.1. Klasifikasi Permeabilitas .................................................................. 40

Tabel 4.2. Tabel data permeabilitas absolute dan 1/P .................................... 48

Tabel 5.1. Tabel Perhitungan Persen Berat Kumulatif ..................................... 57

Tabel 5.2. Tabel Perhitungan Berat Kumulatif ................................................. 58

Tabel 5.3. Opening Diameter dan % Berat Kumulatif ...................................... 62

Tabel 7.1. Tabel Pengukuran Tekanan Kapiler ................................................. 85

Tabel 7.2. Hubungan Antara Pressure dan Volume .......................................... 86

xii

DAFTAR GRAFIK

Grafik 4.1. Permeabilitas terhadap 1/ ΔP ............................................................. 49

Grafik 5.1. Grafik opening diameter terhadap % berat kumulatif ........................ 63

Grafik 7.1. Hubungan Correct Pressure (atm) dan Mercury Saturation (%) ........ 98

Grafik 7.2. Hubungan Volume (cc) dan Pressure (atm) ....................................... 99

xiii

DAFTAR LAMPIRAN

ACARA I PENENTUAN POROSITAS EFEKTIF

ACARA II PENGUKURAN SATURASI DENGAN METODE DESTILASI

ACARA III PENGUKURAN PERMEABILITAS ABSOLUT

ACARA IV SIEVE ANALYSIS

ACARA V PENENTUAN KADAR LARUT SAMPLE DALAM LARUTAN

ASAM

ACARA VI PENGUKURAN TEKANAN KAPILER

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Karekteristik Batuan Reservoir

Reservoir adalah bagian kerak bumi yang mengandung minyak dan gas

bumi. Cara terdapatnya minyak bumi di bawah permukaan haruslah

memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur–unsur suatu reservoir

minyak bumi. Unsur–unsur tersebut, yaitu : Batuan reservoir, lapisan

penutup ( cap rock ) dan perangkap reservoir.

1. Batuan reservoir berupa lapisan batuan yang berongga – rongga

ataupun berpori – pori sehingga dapat digunakan sebagai wadah

atau tempat yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi.

Jenis – Jenis Reservoir :

a. Siliclastic Rock

b. Carbonate Rock

c. Igneous Rock

d. Metamorphic Rock

2. Lapisan penutup ( cap rock ), yaitu suatu lapisan yang

impermeabel terdapat di atas suatu reservoir dan penghalang

minyak dan gas bumi yang akan keluar dari reservoir.

3. Perangkap reservoir ( reservoir trap ) Bentuk dari suatu geometri

atau facies yang mampu menahan minyak dan gas bumi untuk

berkumpul dan tidak berpindah lagi. Suatu trap harus terdiri dari

batuan Reservoir sebagai tenpat penyimpan hidrokarbon.dan suatu

set Seal agar sebagai penutup agar tidak terjadi migrasi lagi.

Proses migrasi dan pembentukan trap tidak saling berhubungan dan

terjadi di waktu yang berbeda. Waktu pembentukan trap sangat

penting karena jika trap terbentuk sebelum hidrokarbon bermigrasi

maka kemungkina akan ditemukanya akumulasi hidrokarbon

didalam trap. Dan jika sebaliknya maka kemungkinan hidrokarbon

2

telah melewati trap tersebut. Perangkap Reservoir (Reservoir Trap)

ada tiga jenis antara lain :

a. Perangkap statigrafi

Perangkap yang dipengaruhi oleh variasi perlapisan secara

vertikal dan lateral, perubahan facies batuan dan

ketidakselarasan dan variasi lateral dalam litologi pada suatu

lapisan reservoar dalam perpindahan minyak bumi.

Gambar 1.2.

Perangkap Stratigrafi

Gambar 1.3.


Gambar 1.4.


3

b. Perangkap struktur

Perangkap dipengaruhi oleh kejadian deformasi perlapisan

dengan terbentuknya struktur lipatan dan patahan yang

merupakan respon dari kejadian tektonik dan merupakan

perangkap yang paling asli dan perangkap yang paling penting.

Gambar 1.5.

Perangkap Struktur

Gambar 1.6.

Perangkap Struktur

Gambar 1.7.

Perangkap Struktur

4

c. Perangkap kombinasi yang dapat menyebabkan minyak

terakumulasi.

Kombinasi antara perangkap struktural dan perrangkap

stratigrafi. Dimana pada perangkap jenis ini merupakan faktor

bersama dalam membatasi bergeraknya atau menjebak minyak

bumi.

1.2. Analisa Batuan Reservoir

Dalam operasi perminyakan hal-hal yang perlu dilakukan adalah

meneliti apa saja karakteristik dari batuan reservoir. Kegiatan yang

biasanya dilakukan untuk menganalisa reservoir adalah Analisa core,

Analisa Cutting dan Analisa Logging.

Analisa Core biasanya dilakukan dengan mengambil sampel batuan

yang di bor dari dalam formasi dan selanjutnya core diteliti di

laboratorium.

Analisa logging dilakukan dengan cara menganalisa lapisan batuan

yang dibor dengan menggunakan peralatan logging ( Tool Log ). peralatan

logging dimasukkan kedalam sumur, kemudian alat tersebut akan

mengeluarkan gelombang - gelombang khusus seperti listrik, gamma ray,

suara dan sebagainya ( tergantung jenis loggingnya ), kemudian

gelombang tersebut akan terpantul. kembali dan diterima oleh alat logging,

dan datanya kemudian dikirim ke peralatan dipermukaan untuk dianalisa.

Untuk analisa cutting, dilakukan dengan meneliti cutting yang berasal

dari lumpur pemboran yang disirkulasikan kedalam sumur pemboran.

Cutting dibersihkan dari lumpur pemboran, selanjutnya di teliti di

laboratorium untuk mengetahui sifat dari batuan reservoir tersebut

Pada praktikum kali ini, kita akan menganalisa sifat fisik batuan

reservoir dengan metode Analisa Core.

5

1.3. Pengertian Analisa Inti Batuan

Analisa Inti Batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi di

bawah permukaan ( core ) di peroleh. Tujuan dari analisa inti batuan untuk

menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang

di tembus selama pemboran. Studi dari data analisa inti batuan dalam

pemboran eksplorasi dapat di gunakan untuk mengevaluasi kemungkinan

dapat di produksikan hidrokarbon dan suatu sumur, sedangkan tahap

eksploitasi daripada suatu reservoir dapat di gunakan untuk pegangan

melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting

untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery. Selain itu

data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan pembanding dan kalibrasi

pada metode logging.

Prosedur analisa inti batuan pada dasarnya terdiri atas 2 bagian, yaitu :

1. Analisa Inti Batuan Rutin

2. Analisa Inti Batuan Spesial

Analisa Inti Batuan Rutin umunya berkisar tentang pengukuran

porositas, permeabilitas absolut dan saturasi fluida, sedangkan Analisa Inti

Batuan Spesial dapat di kelompokkan menjadi dua, yaitu pengukuran pada

kondisi statis meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan kecepatan

rambat suara, grain density, wettability, kompresibilitas batuan,

permeabilitas dan porositas fungsi tekanan ( Net Over Burden ) dan studi

Petrographi yang termasuk pengukuran pada kondisi dinamis meliputi :

permeabilitas relatif, thermal-recovery, gas residual, water flood

evaluation, liquid permeability ( evaluasi komplesi ), work over dan

injection fluid ( meliputi surfactant dan polimer ).

6

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1. Tujuan

1. Untuk menentukan porositas effektif dari sampel batuan ( core ) dengan

metode menimbang.

2. Untuk menentukan porositas effektif dari sampel batuan ( core ) dengan

metode mercury injection pump.

3. Untuk menentukan baik buruknya porositas dari suatu sample core.

4. Untuk menentukan harga porositas dari suatu sample core.

5. Untuk mengetahui volume bulk ( Vb ) dan volume pori ( Vp ) pada

sampel batuan ( core )

2.2. Teori dasar

Porositas didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volume

ruang pori pori terhadap volume total batuan (bulk volume), dengan simbol

‘’. Porositas juga dapat diartikan sebagai suatu ukuran yang

menunjukkan besar rongga dalam batuan. Porositas batuan reservoir

dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain:

Sudut kemiringan batuan

Bentuk butiran

Cara susunannya

Lingkungan pengendapan

Ukuran butiran batuan

Komposisi mineral pembentuk batuan

Berdasarkan struktur pori, porositas dibagi menjadi Porositas antar

butiran (intergranular dan intragranular porosity) dan Porositas rekahan

(fracture porosity).

7

Menurut proses geologinya, porositas diklasifikasikan menjadi 2,

yaitu Porositas Primer dan Porositas Sekunder.

Porositas Primer merupakan porositas yang terjadi bersamaan atau

segera setelah proses pengendapan batuan. Jenis batuan sedimen

yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat,

batu pasir dan karbonat.

Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses

pengendapan batuan (batuan sedimen terbentuk), antara lain akibat

aksi pelarutan air tanah atau akibat rekahan. Porositas sekunder

dapat diklasifikasikan menjadi tiga bagian yaitu:

1. Porositas larutan, yaitu ruang pori yang terbentuk karena

adanya proses pelarutan batuan.

2. Porositas rekahan, celah, dan kekar, yaitu ruang pori yang

terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai

akibat adanya berbagai beban dan gaya.

3. Porositas dolominasi, hal ini terjadi pada batuan gamping

atau limestone (CaCo3) yang ditransformasikan menjadi

dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 CaMg(CO3)2 + CaCl2

Berdasarkan komunikasi antar pori dan dilihat dari sudut teknik

reservoirnya, porositas dibagi menjadi 2, yaitu Porositas Absolut dan

Porositas Efektif.

a. Porositas Absolut

Porositas absolut adalah perbandingan antara volume

seluruh pori (pori-pori total) terhadap volume total batuan (bulk

volume) yang dinyatakan dalam persen, jika dirumuskan :

8

∅𝑎𝑏𝑠 =𝑉𝑝

𝑉𝑏𝑥 100% atau ∅𝑎𝑏𝑠 =

𝑉𝑏− 𝑉𝑔

𝑉𝑏𝑥 100%

Dimana :

Vp = volume pori-pori batuan, cm3

Vb = volume bulk (total) batuan, cm3

Vg = volume butiran, cm3

∅𝑎𝑏𝑠 = porositas absolute, %

b. Porositas Efektif

Porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-

pori yang berhubungan terhadap volume total batuan (bulk

volume) yang dinyatakan dalam persen, jika dirumuskan :

∅𝑒𝑓𝑓 =𝑉𝑝 𝑝𝑜𝑟𝑖 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑏𝑒𝑟ℎ𝑢𝑏𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛

𝑉𝑏 x 100%

Gambar 2.1

Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif

Connected orEffective Porosity

Isolated orNon-Effective Porosity

TotalPorosity

9

dan Porositas Absolut Batuan

Gambar 2.1. menunjukkan perbandingan antara porositas efektif, non

efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk selanjutnya, porositas

efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi

volume yang produktif.

Selain menggunakan rumus yang telah dituliskan sebelumnya,

porositas efektif juga dapat ditentukan dengan :

1. Ekspansi Gas

%100xbatuantotalVolume

efektifbutiranVolumebatuantotalVolumeeff

2. Metode Saturation

%100xbatuantotalVolume

efektifyangporiVolumeeff

Volume pori yang efektif dapat ditentukan dengan metode

resaturation :

Berat air dalam ruang pori-pori

berat sampel yang dijenuhi di udara – berat sample kering di udara

Volume air dalam ruang pori-pori

airJB

poriporiruangdalamairBerat

.

Volume pori yang efektif = Volume air dalam ruang pori-por

10

3. Mercury Injection Pump

a. Penentuan volume piknometer :

Vol. piknometer kosong

vol. awal skala – vol. akhir skala

Vol. piknometer + core

vol awal skala – vol akhir skala terisi core

b. Penentuan volume bulk batuan :

Vol. bulk batuan

(vol. pycnometer kosong) – (vol pycnometer + core)

c. Penentuan volume pori :

Vol. Pori

vol awal skala – vol akhir skala

4. Menimbang

a. Volume total batuan

Vb = kerosin.

23

JB

WW

b. Volume butiran

Vg = kerosin.

21

JB

WW

11

c. Volume pori

Vp = kerosin.

13

JB

WW

d. Porositas efektif

eff = 100% xbatuantotalVolume

poriVolume

= 100%

kerosin .W

kerosin .

23

13

x

JBW

JBWW

Dalam usaha mencari batasan atau kisaran harga porositas batuan,

Slitcher & Graton serta Fraser mencoba menghitung porositas batuan

pada berbagai bidang bulatan dengan susunan batuan yang seragam. Unit

cell batuan yang distudi terdiri atas 2 pack dalam bentuk kubus dan jajaran

genjang (rombohedron). Porositas dengan bentuk kubus ternyata

mempunyai porositas 47.6%, sedangkan porositas pada bidang jajaran

genjang (rombohedron) yang tidak teratur mempunyai harga porositas

25.95%. Seperti dibawah ini :

Gambar 2.2.Porositas Batuan

http://chadsquarepants.files.wordpress.com/2011/02/poro1.jpg

12

Unit cell kubus mempunyai 2 sisi yang sama yaitu 2r, dimana r adalah

jari-jari lingkaran, sehingga :

Volume total (bulk) = (2r)3 = 8r3

Volume butiran = 3

4 3r

Porositas = 100% xVb

VgVb

= %1008

348

3

3

3

xr

rr

= %100)3(2

1 x

= 47,6%

Untuk pegangan secara praktis di lapangan, ukuran porositas dengan

harga:

Tabel 2.1. Ukuran Porositas

Porositas (%) Kualitas

50 % dianggap jelek sekali

5 – 10% dianggap jelek

10 – 15% dianggap sedang

15 – 20% dianggap baik

> 20% sangat bagus

Di dalam formasi batuan reservoir minyak dan gas bumi tersusun

atas berbagai macam mineral (material) dengan ukuran butir yang sangat

13

bervariasi, oleh karenanya harga porositas dari suatu lapisan ke lapisan

yang lain akan selalu bervariasi.

Faktor utama yang menyebabkan harga porositas bervariasi adalah :

1. Ukuran dan Bentuk Butir

Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari

seluruh batuan, tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-pori

antar butir. Sedangkan bentuk butir didasarkan pada bentuk

penyudutan (ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai standar

dipakai bentuk bola, jika bentuk butiran mendekati bola maka

porositas batuan akan lebih meningkat dibandingkan bentuk yang

menyudut.

2. Distribusi dan Penyusunan Butiran

Distribusi disini adalah penyebaran dari berbagai macam

besar butir yang tergantung pada proses sedimentasi dari

batuannya. Umumnya jika batuan tersebut diendapkan oleh arus

kuat maka besar butir akan sama besar. Kita tahu bahwa di alam,

batuan terdiri dari berbagai jenis dan ukuran yang tidak hanya

menyebabkan perbedaan susunannya saja tapi juga angularity dan

distribusi dari berbagai ukuran partikel akan mempengaruhi nilai

porositas batuan.

Distribusi suatu batuan berhubungan erat dengan komposisi

butiran dari batuan tersebut.Batuan dengan satu jenis unsur

penyusun bisa memiliki porositas yang lebih besar daripada

porositas batuan yang terdiri dari berbagai macam unsur

penyusun. Misalnya saja batupasir dapat tersusun dari butiran

kuarsa, feldspar, limestone, fossil, dan chert. Keberagaman

penyusun batuan ini sangat mempengaruhi besarnya porositas dari

suatu batuan karena bentuk dan ukuran dari masing-masing

14

penyusun yang berbeda. Jelas akan sangat berbeda

perhitungannya dengan ukuran partikel yang seragam.

Semakin besar ukuran butiran, semakin besar ruang kosong

yang akan diisi dengan batu lempung atau partikel-partikel lebih

kecil dan materi semen. Semakin banyak partikel kecil yang

masuk, mengurangi jumlah pori-pori batuan.Material semen juga

perlu diperhatikan karena semen akan menyegel batuan sehingga

fluida tidak dapat mengalir.

Sedangkan susunan adalah pengaturan butir saat batuan

diendapkan. Lebih dari seratus unsur kimia bergabung

membentuk bermacam-macam materi. Setiap unsur hanya

memiliki satu jenis atom, tetapi atom-atom dari unsur yang

berbeda dapat bergabung untuk membentuk sebuah zat yang

disebut senyawa. Penggabungan terjadi dengan berbagai cara

untuk membentuk molekul-molekul. Sebagian unsur membentuk

hampir semua senyawa alami yang disebut mineral. Mineral-

mineral ini membentuk Batuan.

3. Derajat Sementasi dan Kompaksi

Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya

pori batuan akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi

rapat. Semakin dalam posisi batuan dari permukaan, beban yang

diterima semakin besar. Tekanan yang disebabkan oleh akumulasi

beban batuan yang berada di atasnya disebut tekanan overburden.

Jika suatu batuan terkompaksi dengan baik artinya semakin dalam

dari permukaan, pori-pori dari batuan itu akan semakin kecil

karena butiran penyusun semakin merapat, contohnya pada

rhombohedral packing. Begitu pula sebaliknya, jika kompaksi

semakin rendah maka presentasi pori akan semakin besar,

contohnya saja pada cubic packing.

15

Sedangkan sementasi pada batuan akan menutup pori-pori

batuan tersebut. Sementasi juga merupakan salah satu faktor

penting yang dapat mempengaruhi porositas. Material semen juga

perlu diperhatikan karena semen akan menyegel batuan sehingga

fluida tidak dapat mengalir. Jika suatu batuan tersementasi dengan

baik, maka kemungkinan besar akan terdapat banyak pori yang

tidak berhubungan. Hal ini dapat menyebabkan porositas efektif

dari batuan itu menjadi kecil, sebaliknya jika suatu batuan tidak

tersementasi dengan baik, kemungkinan besar semakin banyak

pori yang terhubungkan, sehingga harga porositas efektif semakin

besar.

Adapun gambaran dari berbagai faktor tersebut di atas dapat

dibuktikan dari hasil penelitian yang dilakukan oleh Nanz dengan alat

sieve analysis sebagaimana yang terlihat pada gambar berikut :

Gambar 2.3. Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywacke

16

a). Batu pasir b). Shalysand

Semakin banyak material pengotor, seperti : silt dan clay yang terdapat

dalam batuan akan menyebabkan mengecilnya ukuran pori-pori batuan.

2.3. Peralatan dan Bahan

2.3.1 Peralatan

1. Timbangan

2. Vacum pump

3. Vacum desikator

4. Beaker glass ceper

5. Porometer

Gambar 2.4. Rangkaian Porometer

Gambar 2.5.Timbangan Digital

17

Gambar 2.6. Vacuum pump

Gambar 2.7. Beaker Glass

2.3.2 Bahan :

1. Core (Inti Batuan)

2. Kerosene

Gambar 2.8. Kerosene

http://images.google.co.id/imgres?imgurl=http://ridwanaz.com/wp-content/uploads/pisang_goreng_1.JPG&imgrefurl=http://ridwanaz.com/resep/masakan/membuat-pisang-goreng-yang-sederhana-sekali/&usg=__gWNf1aghx29Iz_pxefpDLv8lVE0=&h=640&w=480&sz=28&hl=id&start=61&tbnid=6Cl9Eg6KAryYDM:&tbnh=137&tbnw=103&prev=/images?q=minyak+tanah&gbv=2&ndsp=20&hl=id&sa=N&start=60

18

2.4. Metode Pengukuran

Untuk menentukan besarnya porositas maka yang perlu ditentukan

adalah Volume Total Batuan (Vb), Volume Pori (Vp) atau Volume

Butiran (Vg).

2.4.1. Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang :

Prosedur Percobaan :

a) Core ( inti batuan ) yang telah diekstraksi selama 3 jam dengan

soxlet dan didiamkan selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung

ekstraksi dan didinginkan beberapa menit, kemudian dikeringkan

dalam oven pada temperatur 105 – 115 oC.

b) Timbang core kering dalam mangkuk, misal berat core kering =

W1 gram.

c) Masukkan core kering tersebut kedalam vacum desikator untuk

dihampakan udara ± 1 jam dan saturasikan dengan kerosin.

d) Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam

kerosin, misalnya beratnya = W2 gram.

e) Ambil core tersebut ( yang masih jenuh dengan kerosin ),

kemudian timbang di udara, misalnya beratnya = W3 gram.

f) Perhitungan :

Volume total batuan (Vb) = 𝑊3−𝑊2

𝐵𝐽𝐾𝑒𝑟𝑜𝑠𝑖𝑛

Volume butiran (Vg) = 𝑊1−𝑊2


Volume Pori (Vp) = 𝑊3−𝑊1


Porositas Efektif (∅) = 𝑊3−𝑊1

𝑊3−𝑊2 𝑥 100%

19

2.4.2. Pengukuran Porositas Dengan Mercury Injection Pump :

Ketentuan penggunaan porometer

a) Plungger / cylinder dihampakan diudara sebelum memulakan

pekerjaan.

b) Putar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sejauh

mungkin.

c) Pastikan penutup dan valve piknometer dalam keadaan tertutup,

dan fill valve dalam keadaan terbuka.

d) Hidupkan pompa vakum dan lakukan sampai ruang silinder sampai

habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan pompa

vakum.

e) Jika langkah 4 terpenuhi, masukkan Hg dalam flask ke dalam

silinder sampai habis, selanjutnya tutup valve dan terakhir matikan

vakum.

f) Putar lagi handwheel searah dengan arah jarum jam, sampai

preassuregauge menunjukkan harga suatu tertentu.

g) Putar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam, sampai

jarum jam pada preassuregauge menunjukkan angka nol pertama

kali.

h) Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika

kedudukan mercury ada pada silinder maka ulangi lagi langkah 2

sampai 8.

Jika kedudukan mercury pada ruang picnometer, turunkan

permukaan mercury sampai pada batas bawah piknometer (jika ada yang

menempel pada dinding harus dibersihkan) dengan memutar handwheel

berlawanan dengan arah jarum jam.

20

Prosedur penentuan porositas :

1. Pastikan permukaan Hg pada posisi bagian bawah dari piknometer.

2. Tutup penutup piknometer dan buka valve piknometer.

3. Atur volumescale pada harga tertentu, misalnya = 50 cc.

4. Putar handwheel searah jarum jam sampai mercury pertama kali

muncul pada piknometer.

5. Hentikan pemutaran handwheel dan baca volume scale dan

dialhandwheel (miring kanan), misalnya = 30,8 cc.

6. Hitung volume piknometer = ( 50,65 – 2,86 ) = 47,79 cc.

7. Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan

memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam ( pada

volumescale = 50 cc )

8. Buka bagian penutup piknometer dan masukkan core sampel.

Kemudian tutup lagi piknometer ( valvepicnometer tetap terbuka ).

9. Putar handwheel sampai mercury untuk pertama kali muncul pada

valve piknometer. Catat volume scale dan dial handwheel ( miring

kanan ), misalnya = 38,2 cc.

10. Hitung volume piknometer yang terisi sampel =(50,65 – 36,51)cc

14,14b cc.

11. Hitung volume bulk dari core sampel = ( 47,79 – 14,14 ) cc =

33,65 cc

12. Lanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori ( Vp ), yaitu

dengan penutup valve piknometer. Kemudian atur pore space scale

pada angka nol. Untuk langkah 12 ini, pada saat meletakkan pore

space scale pada angka nol, kedudukan dial handwheel tidak harus

pada angka nol. Akan tetapi perlu dicatat besarnya angka yang

ditunjukan dial handwheel ( miring kiri ) setelah pengukuran Vb.

harga tersebut harus diperhitunhkan saat mengukur Vp.

13. Putar handwheel searah jarum jam sampai tekanan pada preassure

gauge menunjukkan angka 750 Psig.

21

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

( miring kiri ) sebagai volume pori ( Vp ).

15. Hitung besar porositas.

2.5. Hasil Percobaan dan Perhitungan

2.5.1. Hasil Percobaan

A. Penentuan porositas dengan menimbang

a) Berat core kering di udara ( W1 ) = 43 gr

b) Berat core jenuh di kerosine ( W2 ) = 21 gr

c) Berat core jenuh di udara ( W3 ) = 46 gr

d) Densitas kerosine = 0.8 gr/cc

e) Volume bulk ( Vb ) = 31.25 cc

f) Volume grain ( Vg ) = 27.5 cc

g) Volume pori ( Vp ) = 3.75 cc

h) = 12 %

B. Penentuan porositas dengan Mercury Injection Pump

a) Penentuan skala piknometer

Skala awal = 53.52 cc

Skala akhir = 3.88 cc

Volume piknometer kosong = ( skala awal – skala akhir )

= 49.64 cc

b) Penentuan volume bulk



Volume picnometer + core = ( skala awal – skala akhir )

= 20.25 cc

Volume bulk batuan = 29.39 cc

c) Penentuan volume pori



22

Volume pori = ( skala awal – skala akhir )

= 5.17 cc

Posositas Efektif = 17,95 %

2.5.2 Perhitungan

1. Volume bulk ( Vb ) = kerosin .

23

JB

WW

=

ccgr

grgr

/8,0

214631.25 cc

2. Volume grain ( Vg ) = kerosin .

21

JB

WW

=

ccgr

grgr

/8.0

21432.75 cc

3. Volume pori ( Vp ) = kerosin .

13

JB

WW

=

ccgr

grgr

/8.0

43463.75 cc

4. Porositas( O ) = %100 xVb

Vp

= %10025.31

75.3x

cc

cc

= 12 %

5. Volume piknometer kosong = skala awal – skala akhir

= 53,52 cc – 3,88 cc = 49,64 cc

6. Volume piknometer + core = skala awal – skala akhir

= 58,44 cc – 38,19 cc = 20,25 cc

23

7. Volume Bulk Batuan = ( volume piknometer + core ) – ( volume

piknometer kosong )

= 20,25 cc – 49,64 cc

= | -29,39 | = 29,39 cc

8. Volume pori = ( skala awal – skala akhir )

= 5.79 cc – 0.62 cc

= 5.17 cc

9. %10039,29

17,5100% x

cc

ccx

Vb

VpO 17.59 %

24

2.6. Pembahasan

Dari percobaan menentukan porositas sampel core dengan cara

menimbang diatas didapatkan hasil dari volume bulk 31,25cc, sedangkan

pada volume grain didapatkan hasil 27,5 cc, dan pada volume pori 3,75

cc. Maka besar harga porositas efektif yang diperoleh melalui cara

menimbang adalah 17,95 %. Dan harga porositas yang didapatkan

dengan cara menimbang termasuk dalam kategori buruk.

Penentuan porositas dengan Mercury Injection Pump diawali

dengan penentuan skala awal dan skala akhir piknometer dengan

menggunakan petunjuk / prosedur penentuan porositas yang telah

dijelaskan. Bahwa skala awal yang dimaksud adalah volume piknometer

ketika belum di Injeksi dengan mercury dan setelah di injeksi dengan

mercury dinamakan skala akhir. Harga skala volume pada keadaan awal

dan akhir pada piknometer yang kosong telah didapatkan yaitu, pada skala

awal sebesar 53,52 cc, dan skala akhir 3,88 cc. Dari data-data tersebut

diatas, volume piknometer dalam keadaan kosong yaitu sebesar 49,64 cc.

Dari hasil penentuan harga skala tersebut, skala pada keadaan awal dan

akhir pada piknometer yang berisi core sample telah didapatkan data

sebagai berikut : skala awal sebesar 55,33 cc, dan skala akhir sebesar

36,31 cc. Dari kedua data diatas itu, besar volume piknometer bersama

core didapat nilainya sebesar 19,020 cc. Setelah didapatkan harga volume

piknometer yang berisi core sample, kita dapat menentukan berapa

besarnya volume bulk (Vb) batuan dengan nmengurangkan besarnya

volume piknometer dalam keadaan kosong dan volume piknometer dalam

keadaan terdapat core didalamnya. Dari perhitungan tersebut,didapat

volume bulk batuan sebesar |-29,71| = 29,71 cc. Kemudian perhitungan

menentukan besarnya Volume pori (Vp), penentuan besarnya volume pori

(Vp) dapat menggunakan cara yang sama dengan cara yang digunakan

untuk menghitung harga volume piknometer yang kosong dan harga

volume piknometer yang berisi core sample yaitu dengan menghitung

25

selisih antara kondisi awal yaitu 0,77 cc dan kondisi akhir 6,93 cc.

Sehingga volume pori didapat bernilai 6,16 cc. Kemudian kita tentukan

besarnya harga porositas efektif dengan memasukkan harga Volume pori

(Vp) dan Volume bulk (Vb) ke dalam rumus 𝑉𝑝

𝑉𝑏 x 100%. Dari perhitungan

didapat nilai porositas effektifnya sebesar 20,73%. Harga porositas yang

didapatkan dengan cara Mercury Injection Pump termasuk dalam kategori

baik.

2.7. Kesimpulan

1. Didalam percobaan ini ternyata didapat hasil harga porositas dengan

beberapa cara pengukuran, dan didapat hasil dengan cara penimbangan

eff = 12%, sedangkan dengan cara Mercury Injection Pump eff =17.59

%.

2. Porositas effektif yang diperoleh dari metode Menimbang termasuk dalam

porositas dengan kategori sedang, sedangkan porositas effektif yang

diperoleh dari metode Mercury Injection Pump termasuk dalam porositas

dengan kategori sangat baik. Nilai minus yang diperoleh dari volume pori

diabaikan.

3. Semakin ukuran keseragaman butirnya kompak maka semakin bagus

porositasnya.

4. Semakin baik nilai permeabilitasnya maka semakin baik pula nilai

porositasnya.

26

BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA

3.1. Tujuan

1. Untuk mengetahui jenis reservoir.

2. Untuk menentukan saturasi air menggunakan metode destilasi.

3. Untuk menentukan saturasi oil menggunakan metode destilasi.

4. Untuk menentukan saturasi gas menggunakan metode destilasi.

5. Untuk menentukan berat jenis, berat dan volume minyak yang

menjenuhi core.

3.2. Teori dasar

Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu

macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke

seluruh bagianreservoir.Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung

fluida yang biasanyaterdiri dari air, minyak dan gas.Untuk mengetahui

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

masing fluida tersebut.Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai

perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu

fluida tertentu( air, minyak, dan gas ) dengan volume pori-pori total pada

suatu batuan berpori atau dalam persamaan yang dirumuskan :

Saturasi air yang didefinisikan sebagai berikut :

𝑆𝑤 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑝𝑜𝑟𝑖𝑦𝑎𝑛𝑔𝑑𝑖𝑖𝑠𝑖𝑎𝑖𝑟

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑝𝑜𝑟𝑖𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

Saturasi minyak yang didefinisikan sebagai berikut :

𝑆𝑜 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑝𝑜𝑟𝑖𝑦𝑎𝑛𝑔𝑑𝑖𝑖𝑠𝑖𝑚𝑖𝑛𝑦𝑎𝑘


27

Saturasi gas yang didefinisikan sebagai berikut :

𝑆𝑔 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑝𝑜𝑟𝑖𝑦𝑎𝑛𝑔𝑑𝑖𝑖𝑠𝑖𝑔𝑎𝑠


Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku

hubungan :

𝑆𝑤 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 = 1

Sedangkan, untuk system air-minyak dapat disederhanakan menjadi

:

𝑆𝑤 + 𝑆𝑜 = 1

Terdapat tiga factor yang penting mengenai saturasi fluida :

1. Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain

dalamreservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam

bagian batuanyang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang

lebih rendah relatipakan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang

relatip rendah. Demikianjuga untuk bagian atas dari struktur

reservoir berlaku sebaliknya. Hal inidisebabkan oleh adanya

perbedaan densitas dari masing-masing fluida.

2. Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak.

Jikaminyak diproduksikan maka tempatnya di reservoirakan

digantikanoleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan

yangmemproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara

kontinyu.

3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah

pori-poriyang diisi oleh hydrocarbon. Jika volume contoh batuan

adalah V,ruang pori-porinya adalah. V , maka ruang pori-pori

yang diisi olehhidrokarbon adalah :

28

So. .V + Sg. .V = (1-Sw). .V

Dalam proses produksi selalu ada sejumlah minyak dan gas yang

tidak dapat diambil dengan teknik produksi yang paling maju yang dikenal

dengan istilah residual oil saturation(Sor) atau critical oil saturation(Soc),

sedangkan untuk gas dikenal dengan Sgr atau Sgc. Air yang selalu terdapat

di dalam ruang pori-pori batuan pada reservoir minyak dan gas di atas

zona transisi disebut dengan air connate. Dalam proses produksi air tersisa

disebut Swr atau Swc atau Swir.

Di dalam suatu reservoir, jarang sekali minyak terdapat 100%

menjenuhi lapisan reservoir. Biasanya air terdapat sebagai interstitial

water yang berkisar dari beberapa persen sampai kadang-kadang lebih dari

50% tetapi biasanya antara 10 sampai 30%. Dengan demikian batas fluida

antara air dan minyak tidak selalu jelas.Besarnya penjenuhan air di dalam

reservoir minyak menentukan dapat tidaknya lapisan minyak itu

diproduksikan.Penjenuhan air dinyatakan sebagai Sw (water saturation).

Jika Sw lebih besar dari 50%, minyak masih dapat keluar; akan tetapi pada

umumnya harus lebih kecil dari 50%. Penjenuhan air tidak mungkin

kurang dari 10% dan dinamakan penjenuhan air yang tak terkurangi

(irreduciblewater saturation).Hal ini biasanya terdapat pada reservoir

dimana airnya membasahi butir. Juga harus diperhatikan bahwa

kedudukan minyak terhadap air tergantung sekali daripada apakah

reservoir tersebut basah minyak (oil wet) atau basah air (water wet). Pada

umumnya batuan reservoir bersifat basah air.Air antar butir selalu terdapat

dalam lapisan minyak, malah pernah ditemukan pada ketinggian lebih dari

650 meter di atas batas minyak-air. Pori – pori batuan. Reservoir selalu

berisi fluida dan fluida tersebut bisa berupa minyak dan Gas (dead oil).

Gas – Minyak – Air atau Gas – Air – Minyak.Atau air selalu berada

didalam reservoir sebab air lebih dulu ada sebelum minyak atau gas

29

datang/bermigrasi.Pada umumnya lebih sarang (porous) batuan reservoir,

lebih kecil penjenuhan air.Kadar air yang tinggi dalam reservoir minyak

mengurangi daya pengambilannya (recoverability).Air ini biasanya

merupakan selaput tipis yang mengelilingi butir-butir batuan reservoir dan

dengan demikian merupakan pelumas untuk bergeraknya minyakbumi,

terutama dalam reservoir dimana butir-butirnya bersifat basah

air.Penentuan Sw ditentukan di laboratorium dengan mengextraksinya dari

inti pemboran, akan tetapi secara rutin dilakukan dari analisa log listrik,

terutama dari kurva SP.

Pernyataan diatas dapat ditulis secara matematis sebagai berikut:

1. Untuk pori – pori berisi miyak, air dan gas

2. Untuk pori – pori berisi minyak dan air

3. Untuk pori – pori berisi gas dan air

Faktor faktor yang mempengaruhi saturasi fluida dari core.

Core berasal dari batuan formasi yang diangkat ke permukaan.Saat terjadi

pengangkatan, ada beberapa faktor yang dapat menyebakan perubahan

saturasi fluida pada core tersebut.Yang pertama adalah biasanya saat

pembroan digunakan metoda water base mud. Metode pemboran ini dapat

mengubah saturasi air dalam core sehingga saturasi air akan lebih besar

dibandingkan dengan yang sebenarnya. Yang kedua adalah faktor

kompressibiltas yang berbeda dari gas, oil dan air sehingga ketika core

diangkat maka terjadi penurunan tekanan yang mengakibatkan volume gas

mendesak volume air dan volume oil. Hal ini disebabkan oleh faktor

Vp = Vo + Vw + Vg

Vp = Vo + Vw

Vp = Vp = Vg +

Vw

30

kompresibilitas gas yang besar. Gejala ini dapat dicegah dengan cara

mengatur tekanan selama proses produksi.

Selain itu, saturasi dapat terganggu akibat cara pemboran baik

secara oil base muds dan water base muds. Pada water base muds, saturasi

original air akan mengalami penambahan akibat asupan air tambahan dari

permukaan saat terjadi pemboran. Berhubung saturasi air bertambah maka

saturasi minyak berkurang.Pada saat terjadi pengangkatan core, tekanan

menurun sehingga saturasi baik oil dan air berkurang.Muncul pula saturasi

gas.(Sair +S oil +S gas <> 100). Pada teknik pemboran oil base mud, kita

gunakan asupan oil tambahan dari permukaan untuk proses pemboran. Hal

ini tidak mengubah sama sekali saturasi air namun saturasi minyak akan

berubah akibat adanya filtrat. Metoda lain untuk mengetahui saturasi air

dalamcore di resevoir adalah dengan menganalisis filtrat hasil pemboran

di permukaan. Fungsi core dalam menentukan saturasi fluidaCore sebagai

hasil dari oil based muds sangat cocok untuk digunakan sebagai standar

perhitungan saturasi air sedangkan core hasil dari water based muds dapat

digunakan untuk menghitung original oil-gas contact, original oil-water

contact, dan jumlah pasir yang terbawa saat produksi.

Perubahan saturasi saat pengangkatan core dapat kita jadikan sebagai alat

untuk menghitung water oil contact. Alasannya adalah saturasi minyak

akan menurun secara konstan pada regional minyak namun pada regional

air saturasi minyak adalah konstan.

Fungsi lain dari menentukan saturasi fluida pada sample core

adalah untuk mendapatkan hubungan antara metoda langsung dan tidak

langsung dalam menentukan sifat fisis core di resevoir.

31

Metode pengukuran saturasi air dan/atau minyak di laboratorium core

analysis. Dapat digunakan dengan beberapa cara yaitu :

1. Retort method : mengukur saturasi secara langsung dengan

meletakkan core pada suhu 1000–1100¬oF, sehingga air dan

minyak menguap.

2. Vacuum destillation : mengukur saturasi untuk core sample yang

besar bisa menggunakan vacuum distillation.

3. Solvent extraction : mengukur saturasi dengan mengekstraksi

pelarut dan mengumpulkan uapnya untuk menghitung volume

fluida dengan tepat.

4. Reaksi dengan calsium hidrida : mengukur saturasi dengan

meletakkan sample core pada test tube yang juga berisi bubuk

kalsium hidrida dan diukur volumenya pada suhu tinggi. Melalui

beberapa reaksi kimia, akandidapat volume air dalam sample core.

5. Metode colorimetry : mengukur saturasi menggunakan colorimetry

yang skalanya dapat disesuaikan, dan digunakan

untukmembandingkan dengan warna pada sample core.

6. Destilasi : metode ini menggunakan perbedaan titik didih.


3.3.1. Peralatan :

1. Retort.

2. Solvent extractor termasuk reflux condenser( pendingin ) water

trap dan pemanas listrik.

3. Timbangan analisis dengan batu timbangan.

4. Gelas ukur.

5. Exicator.

6. Oven

32

Gambar 3.1.Skema Stark Dean Distilation Apparatur

Gambar 3.2.Solvent extractor

Gambar 3.3.Oven

33

Gambar 3.4.Gelas ukur

Gambar 3.5.Exicator

Gambar 3.6.Retort

34

Gambar 3.7.Timbangan Analisa

3.3.2. Bahan :

1. Freshcore

2. Air

3. Minyak

4.

3.4. Prosedur Percobaan

1. Ambil fresh atau core yang telah dijenuhi dengan air atau minyak.

Timbang core tersebut, misal beratnya = a gram.

2. Masukkan core tersebut kedalam labu dean&stark yang telah diisi

dengan toluena. Lengkapi dengan water trap dan reflux condensor.

Panaskan selama kurang lebih 2 jam hingga air tidak nampak lagi.

Dinginkan dan baca air yang tertampung di water trap, misalnya = b

cc = b gram.

3. Sampel dikeringkan dalam oven ± 15 menit ( pada suhu 110 oC ).

Hitung berat minyak :

= a – ( b + c ) gram = d gram.

8. Hitung volume minyak :

𝑉𝑂 =𝒅

𝐵𝐽𝑚𝑖𝑛𝑦𝑎𝑘= 𝒆𝑐𝑐

9. Hitung saturasi minyak dan air :

35

So =e

Vp Sw =

b

Vp

3.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

3.5.1. Hasil Analisa

minyak = 0,793 gr/cc

Timbangan core kering = 35,5 gr

Timbangan core jenuh = 37,9 gr

Volume pori = 13,56 gr

Volume air yang didapat = 0,55 cc

Berat air yang didapat = 0,55 gr

Berat minyak = 1,85 gr

Volume minyak = 2,33 cc

Sg = 17 %

So = 79 %

Sw = 79 %

3.5.2 Perhitungan

Berat minyak = Berat core jenuh – Berat core kering – Berat air

= 37,9 gr – 35,5 gr – 0,55 gr

= 1,85 gr

gr/cc 0,793

gr 1,85

minyak Bj

minyakBerat minyak Volume = 2,33 cc

So = 𝑉𝑜𝑙.𝑜𝑖𝑙

𝑉𝑜𝑙.𝑝𝑜𝑟𝑖 =

2,33

13,56x100% = 17 %

Sw =𝑉𝑜𝑙.𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟

𝑉𝑜𝑙.𝑝𝑜𝑟𝑖 =

0,55

13,56 x100 % = 4 %

36

Sg + So + Sw = 1

Sg = 1 – (Sw + So)

= 1 – ( 4% + 17% )

= 79 %

3.5. Pembahasan

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

terisi fluida formasi terhadap total volume pori-pori batuan atau jumlah

kejenuhan fluida dalam batuan reservoir persatuan volume pori. Ada tiga

jenis fluida yaitu Gas, Oil dan Water.

Dalam menentukan saturasi fluida dengan metode destilasi

pertama kita harus menghitung berat core kering yang telah dijenuhi air

dan minyak dengan menggunakan timbangan. Alat-alat yang

digunakan saat menetukan saturasi fluida dengan metode

destilasi adalah retort, exicator , timbangan analisis, solvent

extractor, gelas ukur, oven, dan skema Stark and Destilation .

Bahan yang diperlukan pada percobaan ini adalah fresh core, air

dan minyak.Fresh core adalah core yang telah dijenuhi oleh

minyak dan air.

Berdasarkan data, didapatkan berat core kering sebesar 35,5 gram

dan berat core yang telah dijenuhi air sebesar 37,9 gram. Sehingga dapat

ditentukan besarnya volume pori pada core samplesebesar 13,56 cc.

Sedangkan volume air yang didapat sesuai dengan petunjuk pada

prosedur kerja adalah 0,55 cc, yang besarnya sama dengan berat air

tersebut, berat air sebesar 0,55 gram. Untuk mendapatkan berat minyak

kita bisa mengurangkan berat core jenuh dengan core kering dan berat air,

maka akan diperoleh berat minyak sebesar 1,85 gram.

Dan untuk penentuan volume minyak dapat dilakukan dengan

memasukkan nilai berat minyak dan harga berat jenis minyak ke dalam

perbandingan dan didapatkan volume sebesar 2,33 cc. Setelah semua data

didapatkan maka kita dapat menentukan Saturasi Oil (So) dengan cara

volume minyak dibagi dengan volume pori maka akan diperoleh hasil

37

sebesar 17%, lalu menentukan Saturasi Water (Sw) dengan cara volume

air dibagi dengan volume pori dan didapatkan hasil sebesar 4% dan pada

Saturasi Gas (Sg) dapat diperoleh dengan cara memasukkan harga saturasi

oil dan harga saturasi water ke dalam persamaan So + Sw + Sg = 1.

Didapat nilai Sg-nya sebesar 0,79 = 79%. Berdasarkan pada hasil

perhitungan yang didapatkan core kering lebih banyak mengandung gas

dibandingkan water dan oil.

3.6. Kesimpulan

1. Dari data tersebut, Sg > So > Sw, sehingga dikatakan reservoir gas.

2. Volume air per volume pori didapatkan saturasi air 4%.

3. Volume oil per volume pori didapatkan saturasi oil 17%,

4. Volume gas, 1 dikurangi saturasi air yang dijumlahkan dengan saturasi

oil diperoleh 79%.

5. Besar kecilnya kandungan reservoir diketahui dari nilai-nilai saturasi

fluida pada sample (core) dengan metode destilasi.

38

BAB IV

PENGUKURAN PERMEABILITAS ABSOLUT

4.1 Tujuan

1. Untuk mengetahui definisi dari permeabilitas.

2. Menentukan permeabilitas absolut dengan gaspermeameter pada

tekanan berbeda.

3. Untuk mengetahui hubungan anatara permeabilitas dengan tekanan.

4. Melakukukan perhitungan untuk menentukan permeabilitas absolut.

5. Dapat menentukan nilai tekanan dan temperatur dengan pembacaan

flowmeter.

4.2 Teori Dasar

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang

menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.

Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar

pori-pori dalam batuan.

Definisi kwantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan

oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk

diferensial sebagai berikut:

𝑣 = −𝑘

𝜇 𝑥

𝑑𝑃

𝑑𝐿

dimana :

V = kecepatan aliran, cm/sec

= viskositasfluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradientekanandalamarahaliran, atm/cm

k = permeabilitas media berpori, mD

39

Tanda negative dalam persamaan diatas menunjukkan bahwa bila tekanan

bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah

pertambahan tekanan tersebut.

Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam Persamaan

tersebut adalah:

1. Alirannya mantap (steady state)

2. Fluida yang mengalir satu fasa

3. Viskositas fluida yang mengalir konstan

4. Kondisi aliran isothermal

5. Formasinya homogeny dan arah alirannya horizontal

6. Fluidanya incompressible.

Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

1. Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang

mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, missal

hanya minyak atau gas saja.

2. Permeabilitas efektif, adalah permeabilita sbatuan dimana fluida

yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air

dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

3. Permeabilitas relatif, adalah perbandingan antara permeabilitas

efektif dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang

dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy

menggunakan batu pasir tidak kompak yang dialiri air. Batu pasir silindris

yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas , dengan luas

penampang A, danpanjangnya L. Kemudian dengan memberikan tekanan

masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar

Q, sedangkan P2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan

bahwa.

40

Q..L/A.(P1-P2)

Adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang

tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang

digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak

terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolute

batuan.

Tabel 4.1Klasifikasi Permeabilitas

Kualitas Nilai Permeabilitas (darcy)

Sangat Buruk < 1 mD

Buruk 1 mD – 50 mD

Sedang 50 mD – 200 mD

Baik 200 mD – 500 mD

Sangat Baik > 500 mD

Gambar 4.1.

Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas

(Amyx,J.W., Bass, MD., 1960)

41

Rumusnya :

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

K darcyQ cm centipoise L cm)

A sqcm). P P atm)( )

( / sec). ( ) (

( ( ) (

3

1 2

Dimana :

Q = Laju Alir (cm3/sec)

= Viskositas (centipoises)

L = Panjang Penampang (cm)

A = Luas Penampang (sqcm)

P1 = Tekanan Masuk (atm)

P2 = Tekanan Keluar (atm)

Dari Persamaan diatas dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi

aliranya itu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang

compressible dan incompressible.

Pada prakteknya di reservoir,jarang sekali terjadi aliran satu fasa,

kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa.Untuk itu dikembangkan

pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif.

Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai Ko, Kg, Kw, dimana

masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas

relative dinyatakan sebagai berikut :

K

KK o

ro

42

K

KK

g

rg

Dimana masing-masing untuk permeabilitas relative minyak, gas,

dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk system satu fasa,

hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan

bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan. Laju aliran minyak

adalah Qo dan air adalah Qw. Jadi volume total (Qo+Qw) akan mengalir

melalui pori-pori batuan per satuan waktu, dengan perbandingan minyak-

air permulaan, pada aliran ini tidak akan sama dengan Qo/ Qw. Dari

percobaan ini dapat ditentukan harga saturasi minyak (So) dan saturasi air

(Sw) pada kondisi stabil. Harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air

adalah :

)(.

..

21 PPA

LQK oo

o

dan

)(.

..

21 PPA

LQK ww

w

Dimana :

Ko = Permebilitas minyak (darcy)

Kw = Permebilitas air (darcy)

Qo = Flow rate rata-rata minyak (cc)

Qw = Flow rate rata-rata gas (cc)

L = Panjang sample (cm)

o = Viskositas minyak (cp)

w = Viskositas air (cp)

K

KK w

rw

43

A = Luas penampang dari sample (cm2)

P = Pressure gradient atm (0,25; 0,5; 1 atm)

Percobaan ini diulangi untuk laju permukaan (input rate) yang

berbeda untuk minyak dan air, dengan (Qo + Qw) tetap konstan. Harga-

harga Kodan Kw pada persamaan di atasjika plot terhadap So dan Sw akan

diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar 4.2 dapat

ditunjukkan bahwa Ko pada Sw = 0 dan So = 1 akan sama dengan harga K

absolut, demikian juga untuk harga K absolutnya (titik A dan B pada

Gambar 4.2)

Gambar 4.2.

Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air

(Craft, B.C., Hawkins M.F., 1959)

44


4.3.1. Peralatan

1. Core Holder dan thermometer

2. Tripel range flowmeter dengan selector valve

3. Selector valve ( flowmeter selector valve)

4. Pressure gauge

5. Gas inlet

6. Gas outlet

Gambar 4.3. Rangkaian Gas Permeameter

Gambar 4.4.Gas Inlet Devices

45

Gambar 4.5.Stopwatch

4.3.2. Bahan

1. Fresh core

2. Gas

4.4. ProsedurPercobaan

1. Dipastikan regulating valve tertutup, hubungkan saluran gas inlet

2. Dimasukkan core pada core holder

3. Diputar flowmeter selector valve pada tanda “ large ”

4. Dibuka regulating valve, putarkan sampai preassure gauge

menunjukkan angka 0,25 atm

5. Dipilih range pembaca pada flowmeter antara 20 – 140 division

6. Jika pembaca pada flowmeter dibawah 20, diputar selector valve

“medium” dan dinaikkan tekanan sampai 0,5 atm

7. Jika pembaca pada flowmeter dibawah 20, putar selector valve “small”

dan naikkan tekanan sampai 0,1 atm

8. Jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20, dihentikan percobaan

dan diperiksa core pada core holder ( tentukan kemungkainan yang

terjadi )

9. Jika flowmeter menunjukkan angka diatas 140 pada “large” tebu, maka

permeabilitas core terlalau besar

46

10. Percobaan diihentikan atau coba dinaikkan panjang core atau kurangi

cross sectional area dari core

11. Dicatat temperatur, tekanan dan baca flowmeter

12. Diubah tekanan ke 0,25 atm dengan regulator

13. Diulangi percobaan sebanyak 3 kali

14. Perhitungan :

Rumus yang digunakan dalam percobaan ini :

ΔPA

LQμk

gg

Dimana :

K = Permeabilitas darcy

µ = Viscositas Gas yang digunakan, cp

Q = Flow rate rata – rata cc/dtk pada tekanan rata – rata ditentukan

dari grafik kalibrasi

L = Panjang sampel, Cm

A = Luas penampang dari sampel, cm2

P = Preassure gradient, atm ( 0,25; 0,5; 1 atm )

Catatan : Jika gas yang digunakan N2 maka Q = 1,0168 udara

4.5. Hasil Analisa dan Perhitungan

4.5.1. Hasil Percobaan

Pengukuran Permeabilitas Absolut dengan Gas Permeameter

Keadaan

Diameter Core : 6,436 cm

Panjang core (L) : 8,45 cm

Luas penampang core (A) : 32,51 cm2

Beda tekanan (ΔP) : 0,25 atm

Flow reading : 6 cm

47

Laju aliran gas : 26,24 cc/dtk

Viscositas gas (µg) : 0,01825 cp

Pemeabilitas (k1) : 0,49 darcy

Keadaan 2




Beda tekanan (ΔP) : 0,5 atm

Flow reading : 9 cm




Keadaan 3




Beda tekanan (ΔP) : 1 atm

Flow reading : 12 cm




4.5.2. Perhitungan

Keadaan 1

Diameter Core = 6,436 cm

Panjang core(L) = 8,45 cm

Luas penampang core(A) = 1

4 x 3,14 x (6,436)2 = 32,51 cm2

Beda tekanan(Δp) = 4 atm

Flow reading = 6 cm

Laju aliran gas(qg) = 26,24 𝑐𝑐𝑑𝑒𝑡⁄

Viskositas gas(µg) = 0,01825 cp

Permeabilitas(k) = µ𝑔 .𝑞𝑔 .𝐿

𝐴 .𝛥𝑝 =

0,01825 𝑥26,24 𝑥 8,45

32,51𝑥0,25

48

= 0,49 Darcy

Keadaan 2




4 x 3,14 x (6,436)2 =32,51 cm2

Beda tekanan(Δp) = 2 atm

Flow reading = 9 cm




𝐴 .𝛥𝑝 =

0,01825 𝑥40,16 𝑥 8,45

32,51𝑥0,5

= 0,38 Darcy

Keadaan 3




4 x 3,14 x (6,436)2 =32,51 cm2

Beda tekanan(Δp) =1 atm

Flow reading = 1 cm




𝐴 .𝛥𝑝 =

0,01825 𝑥50,17 𝑥 8,45

32,51𝑥1

= 0,23 Darcy

Tabel 4.2. Tabel data permeabilitas absolute dan 1/P

Data ke- 1 2 3

k 0,49 0,38 0,23

1/P 4 2 1

4.5. Pembahasan

49

Permeabilitas berbanding lurus dengan viskositas gas, laju aliran

gas dan panjang core, dan juga berbanding terbalik dengan luas

penampang core dan beda tekanan yang bekerja pada core. Ada tiga

macam data yang diberikan dalam percobaan ini, dengan flow reading,

laju aliran gas serta beda tekanan yang berbeda – beda.

Pengukuran permeabilitas absolut di atas dengan menggunakan gas

permeameter pada gradient tekanan yang berbeda. Kemudian, hasil

perhitungan permeabilitas yang didapat diplotkan kedalam grafik k

terhadap 1/ΔP.

Grafik 4.1 Permeabilitas terhadap 1/ ΔP

Pengukuran permeabilitas absolut di atas dengan menggunakan gas

permeameter pada gradien tekanan yang berbeda yaitu 0,2 atm ; 0,5 atm ;

dan 1 atm. Kemudian, hasil perhitungan permeabilitas yang didapat

diplotkan ke dalam grafik k terhadap 1/ΔP. Dari tabel dan grafik di atas,

dapat dilihat bahwa perjalanan grafik semakin lama semakin menurun. Cara

pembacaan grafik di atas adalah dari kanan ke kiri.

Pada grafik tampak bahwa permeabilitas semakin lama semakin

menurun, karena semakin besar gradien tekanan maka permeabilitas absolut

dari core akan semakin kecil.

0.49

0.38

0.23

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0 1 2 3 4 5

K

1/∆p

1/∆p VS K

50

Permeabilitas terhadap porositas bersifat relative. Jika harga

permeabilitas baik maka porositas baik juga. Dan jika porositas kurang baik

belum tentu permeabilitasnya kurang baik.

Jika diperhatikan hubungan antara permeabilitas ( k ) terhadap 1/Δ P

adalah berbanding lurus. Hal itu dapat kita lihat pada tabel dan grafik di

atas, semakin kecil nilai 1/ΔP semakin kecil juga nilai permeabilitasnya.

Lain halnya jika kita plotkan nilai permeabilitas ( k ) terhadap

tekanannya(P) ke dalam suatu grafik, maka arah penurunannya dari kiri ke

kanan, karena hubungan antara permeabilitas ( k ) dengan tekanan ( P )

adalah berbanding terbalik. Semakin tinggi tekanan maka semakin rendah

nilai permeabilitasnya, dan begitu sebaliknya.

4.6. Kesimpulan

1. Permeabilitas dipengaruhi oleh viskositas gas, laju aliran gas, panjang

core, luas penampang, beda tekanan.

2. Semakin besar flow reading, semakin kecil permeabilitasnya

3. Semakin besar beda tekanan pada batuan, maka harga permeabilitasnya

akan semakin kecil. Sebaliknya, semakin kecil tekanan maka harga

permeabilitas absolut akan semakin besar

4. Dari hasil percobaan di atas : K1 = 0,49 Darcy, K2 = 0,38 Darcy, K3 =

0,23 Darcy. Dapat disimpulkan bahwa permeabilitas dari 3 perhitungan

percobaan tersebut masih berada pada daerah dengan permeabilitas baik.

51

BAB V

PENGUKURAN SIEVE ANALYSIS

5.1. Tujuan

1. Menentukan keseragaman butiran pasir.

2. Untuk mengetahui keseragaman koefisien butiran terhadap masalah

kepasiran.

3. Dapat menentukan opening diameter pada % berat kumulatif.

4. Untuk mengetahui bentuk pemilahan sehingga dapat di klasifikasikan

menurut Schwarzt.

5. Mengetahui cara penanggulangan masalah kepasiran.

5.2. Teori Dasar

Sieve analysis adalah penentuan persentase berat butiran agregat

yang lolos dari satu set sieve. Analisis ayak dilakukan dengan

menggunakan seri yang ukuran lubangnya tertentu, biasanya berbanding

√2.Sebagai ukuran standar adalah lubang ayakan yang dibuat dari kawat

berdiameter 0.0021 inch, dianyam sehingga menghasilkan lubang

sebanyak 200 buah untuk tiap inch linear. Lubang ayakian ini dinyatakan

berukuran 0.0029 inch atau 74 mikron dan disebut 200 mesh.

Analisis ayak dilakukan dalam suatu alat yang terdiri dari susunan

ayakan dan mesin penggetar atau vibrator.Ayakan disusun dengan lubang

ayakan besar diatas dan ayakan berlubang kecil dibawah secara

berurutan.Kemudian sampel dimasukkan di ayakan teratas.

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 terkontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan

pada peralatan produksi. Disamping itu, juga menimbulkan penyumbatan

52

pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini, pada umumnya sensitif

terhadap laju produksi, apabila laju aliranya 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

penangulangan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran

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

Gambar 5.1. Gravel Packing

Pemasangan gravel pack bertujuan untuk menghentikan

pergerakan pasir formasi, serta memungkinkan produksi ditingkatkan

sampai kapasitas maksimum. Pada kenyataannya, operasi gravel pack

gagal meningkatkan kapasitas produksi, meskipun dapat menahan

pergerakan pasir.

Kegagalan ini disebabkan oleh karena berkurangnya permeabilitas

didepan zona produktif, akibat partikel-partikel halus bercampur dengan

gravel. Percampuran partikel-partikel ini dapat terjadi baik pada saat

operasi gravel packing sedang berjalan maupun sesudahnya.

Pendekatan analitik dari gravel pack yang digunakan adalah

berdasarkan pada pori-pori antara butiran-butiran gravel. Secara teoritis

53

packing yang paling longgar, yang dibentuk dari partikel-partikel bulat

dengan ukuran seragam adalah cubic packing. Dengan susunan tersebut,

partikel yang dapat melewati ruangan antara partikel tersebut berukuran

0.4142 diameter partikel yang membentuk packing.

Sedangkan packing yang paling rapat adalah berbentuk hexagonal

dan pertikel yang dapat melewati ruangan antar partikel tersebut berukuran

0.1545 diameter partikel yang membentuk packing. Dari percobaan,

ternyata bentuk packing yang terjadi mendekati hexagonal packing.

Dengan demikian ukuran gravel yang digunakan harus lebih kecil atau

sama dengan 6.64 diameter pasir formasi yang terkecil.

Formasi lepas adalah formasi yang tidak memiliki sementasi yang

baik, merupakan suatu sistem yang tidak stabil sehingga daya ikat antar

butiran yang ada pada batuan sangat kecil, sedangkan formasi lepas

merupakan formasi yang memiliki sementasi yang baik, merupakan suatu

sistem yag stabil sehingga daya ikat antar butiran pada formasi batuan

besar.

Pemilihan besar keseragaman butiran menurut Schwartz yaitu :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3 < C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

Analisa butiran pasir adalah untuk mengetahui distribusi besar

butir dari pada formasi butiran.Tujuan menganalisa butir pasir untuk

menentukan metoda-metoda penanggulangan masalah kepasiran. Contoh

pasir yang akan dianalisa butirannya diambil dari side wall atau

convensional coring. Adapun prosedur analisa pasir adalah contoh yang

diambil dari side wall atau convensional coring, ditumbuk agar butirannya

terpisah. Kemudian contoh tersebut ditimbang dan kalau memungkinkan

ditentukan kadar lempung, silt pasir. Selanjutnya dimasukkan kedalam alat

analisa butiran yang mana alat ini tersusun dari beberapa saringan (sieve)

dengan bukaan saringan (sieve opening) berbeda-beda. Saringan dengan

54

bukan paling besar diletakkan paling atas dan saringan dengan bukaan

paling kecil ditempatkan paling bawah, dan susunan saringan diletakkan

pada pengguncang (vibrator). Setelah butiran pasir cukup terpisah – pisah

untuk setiap saringan, kemudian masing-masing ditimbang beratnya.

Ukuran besar butir pada suatu saringan berada di antara ukuran saringan di

atasnya. Hasil penimbangan kemudian dibuat atau persen berat versus

ukuran butiran.

Untuk mengkumulatifkan persen berat terhadap besar butir (grain

size) menentukan baik - buruknya pemilahan (sorted) diambil

perbandingan ukuran butiran pada kumulatif 40 % terhadap butiran pada

kumulatif 90 % berat, secara matematis ditulis :

C = 𝑑40

𝑑90

dimana :

1. Pemilihan baik (well sorted) bila C < 3

2. Pemilihan buruk (poor sorted) bila C > 5

Dengan mengetahi sifat-sifat butiran pasir dari analisa saringan

(sieve analysis) dapat dipakai sebagai penuntun untuk memilih sistem

penanggulangan kepasiran (sand control).

Secara umum, problem kepasiran sebenarnya dapat diindikasikan

dengan kriteria parameter sebagai berikut :

1. Faktor sementasi batuan yang relatif kecil (kurang atau sama

dengan 1.7).

2. Kekuatan formasi yang relatif kecil (kurang dari 0.8 x 1012 psi2).

3. Laju produksi yang besar (lebih besar dari laju produksi kritis)

menyebabkan gaya seret fluida menjadi besar. Hal ini

mengakibatkan lengkungan kesetabilan pasir menjadi runtuh.

55

4. Pertambahan saturasi air akan menyebabkan clay yang ada dalam

formasi mengembang. Hal ini mengakibatkan lengkungan

kestabilan menjadi berkurang, sehingga lengkungan kestabilan

pasir mudah runtuh.

5.3 Peralatan dan Bahan

5.3.1 Peralatan

1. Torison balance dan anak timbangan

2. Mortar dan pastle

3. Tyler sieve ASTM ( 2; 1; 1,5; ¾; 4; 10; 20; 60; 140; 200 )

Gambar 5.2. Elektrik Sieve Shacker

Gambar 5.3. Mortal dan Pastle

56

5.3.2. Bahan

1. Batuan reservoir

5.4 Prosedur Pekerjaan

1. Diambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan babas

minyak

2. Batuan dipecah – pecah menjadi fragmen kecil – kecil dan

dimasukkan dan dimasukkan kedalam mortal digerus menjadi

butiran – butiran kecil

3. Diperiksa dengan binocular, apakah butiran – butiran pasir tersebut

benar – benar saling terpisah

4. Disediakan timbangan teliti 200 gr pasir tersebut

5. Disediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian

bawahnya ( hati – hati waktu membersihkannya )

6. Disusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada

dasarnya sedangkan sieve diatur dari yang paling halus diatas

mangkok dan yang paling kasar ada puncak

7. Dituangkan hati – hati pasir batuan reservoir ( 200 gr ) kedalam sieve

yang paling atas, kemudian pasang tutup dan keraskan penguatnya

8. Digoncangkan selama 30 menit

9. Dituangkan isi dari sieve yang paling kasar ( atas ) kedalam mangkok

kemudian ditimbang

10. Dituangkan isi sieve yang paling halus ( berikutnya ) kedalam

mangkok tadi juga kemudian ditimbang berat kumulatifnya

11. Diteruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieve

ditimbang secara kumulif

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

dalam tiap – tiap sieve

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

kedua

57

14. Dibuatlah tabel dengan kolom, no sieve, opening diameter, percent

retained kumulatif

15. Dibuat grafik semilog antara opening diameter dengan kumulatif

percent retained

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

a. Sorting coefficient = 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑝𝑎𝑑𝑎 25%

𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑒𝑟 𝑝𝑎𝑑𝑎 75%

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

5.5 Hasil Analisa dan Perhitungan

Berat sample : 81 gr

Tabel 5.1. Tabel Perhitungan Persen Berat Kumulatif

US Sieve

Series No

Opening Diameter

(mm) Berat (gr)

Berat

Kumulatif

% Berat

Kumulatif

16 1,19 31 31 38,27

30 0,59 26 57 70,37

40 0.42 17 74 91,35

50 0,297 7 81 100

58

Perhitungan Berat Kumulatif

Tabel 5.2. Tabel Perhitungan Berat Kumulatif

Berat

(gr)

Berat Kumulatif

(gr)

31 31

26 57

17 74

7 81

∑ Berat=( 31+26+17+7 )= 81 gr

Pada US Sieve Series No 16 :

% Berat Kumulatif = Berat Kumulatif

∑ berat ×100 %

= 31 gr

81 gr ×100 %

= 38,27 %


%Berat Kumulatif = Berat Kumulatif

∑ berat ×100 %

= 57 gr

81 gr ×100 %

= 70,37 %

=

+ =

=

=

+

+

59



∑ berat ×100 %

= 74 gr

81 gr ×100 %

= 91,35 %



∑ berat ×100 %

= 81 gr

81 gr ×100 %

= 100 %

Membuat grafik semilog, hubungan antara opening diameter vs %

berat kumulatif.

Dari hasil plot didapatkan:

1. Opening diameter pada berat kumulatif 50% : d50 : 1,15 mm



60

1.19

70.37

0.59 x

50

38.27

x

70.37

0.59 1.19

38.27

40

Mendapatkan

opening diameter pada

berat kumulatif tertentu

dengan interpolasi, dari

hasil plot didapatkan:

1.

19,159,0

27,3837,70

=

x

59.0

4037,70

x = 1,32

15,37

x = 1.15 mm

2.

x

59,0

5037,70

=

19,159.0

27,3837,70

x = 1,32

15,31

61

x

100

0.297 0.42

91.35

90

x = 0.97 mm

3.

42,0297,0

35,91100

=

x

297,0

90100

x = 65,8

79,3

x = 0.43 mm

Koefisien keseragaman butir pasir (C) adalah :

𝐶 = mm

mm

d

d

43,0

15.1

90

40 𝟐, 𝟔𝟕

Menurut Schwartz adalah :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3< C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

62

Tabel 5.3. Opening diameter dan % berat kumulatif

Opening Diameter (mm) % Berat Kumulatif (%)

1.15 40

1.19 38.27

0.97 50

0.59 70.37

0.43 90

0.42 91.35

0.297 100

63

5.7 Pembahasan

Sieve analysis adalah salah satu cara penentuan persantase butiran

yang lolos dari satu set sieve. Sieve analysis digunakan dalam teknik

reservoir untuk menentukan keseragaman butiran , yaitu antara butiran

yang halus dan butiran yang kasar, selain itu juga bertujuan untuk

meminimalisir masalah kepasiran yang mungkin terjadi pada sumur

produksi.

Grafik 5.1.Opening diameter vs Berat kumulatif

Dari tabel 5.1.yang kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik

semilog (seperti grafik 5.1. diatas), memperlihatkan hubungan antara

opening diameter terhadap % berat kumulatif. Pada grafik tersebut

semula tidak ditemukan titik pertemuan antara opening diameter pada %

berat kumulatif 40 %, sehingga untuk mendapatkan opening diameter

pada berat kumulatif 40% dilakukan perpanjangan pada garis grafik,

dengan menambahkan 1 variabel sembarang padasumbu x dan sumbu y

(jika diperhatikan pada tabel 5.1. huruf yang diberi warna biru

merupakan titik sembarang agar ada perpotongan pada % berat kumulatif

1.15, 401.19, 38.27

0.97, 50

0.59, 70.37

0.43, 900.42, 91.350.297, 100

0

20

40

60

80

100

120

0.1 1 10

Op

en

ing

Dia

met

er

%Berat Kumulatif (%)

64

40 %). Dari penarikan garis grafik tersebut didapat d40 sebesar 1.15 mm.

Setelah didapatkan nilai d40, maka nilai C-nya adalah 2,67 .Dalam

ketentuan Schwartz, apabila nilainya C < 3, maka core tersebut

dikatakan memiliki pemilahan yang seragam.

5.8 Kesimpulan

1. Pasir merupakam permaslahan pada formasi unconsolidated.

2. Dapat menentukan klasifikasi pemilahan dengan teori atau ketentuan

dari Schwartz.

3. Dapat memperkirakan rencana metode yang digunakan untuk

mengatasi masalah kepasiran.

4. Terdapat 2 formasi disieve analysis yaitu formasi lepas dan formasi

kompak.

65

BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI DALAM

LARUTAN ASAM

6.1. Tujuan

1. Menentukan solubility % berat pasir dan solubility % berat karbonat.

2. Mengetahui cara untuk meningkatkan produksi minyak pada batuan.

3. Mengetahui asam yang digunakan pada formasi sampel.

4. Menentukan reaktivitas formasi terhadap asam dengan menggunakan

metode gravimetric.

5. Menentukan berat sampel sebelum pengasaman dan setelah

pengasaman.

6.2. Teori Dasar

Salah satu cara untuk meningkatkan produksi minyak pada batuan

resevoir carbonat adalah dengan cara pengasaman atau memompakan

(HCl) kedalam reservoir. Batuan reservoir yang bisa diasamkan dengan

HCl adalah : Limestone, Dolomit dan Dolomit Limestone.

Semua asam memiliki satu persamaan. Asam akan terpecah

menjadi ion positif dan anion hidrogen ketika acid larut dalam air. Ion

hidrogen akan bereaksi dengan batuan calcerous menjadi air dan CO2.

Asam yang dipakai di industri minyak dapat dapat inorganik (mineral)

yaitu chlorida dan asam flourida, atau organik asam acetic (asetat) dan

asam formic (format). Pada abad yang lalu pernah digunakan asam sulfat

sesaat setelah orang sukses dengan injeksi asam chlorida pertama dan

tentu saja mengalami kegagalan malah formasi jadi rusak.

Dalam industri mineral adalah yang paling banyak digunakan.

Bermacam-macam asam puder (sulfamic dan chloroacetic) atau hibrida

66

(campuran) asam acetic-HCL dan formie-HCL juga telah dipakai dalam

industri terutama untuk meredam keaktifan asam HCL. Semua asam diatas

kecuali kombinasi HCL-HF yang dipakai untuk batuan pasir (sandstone)

hanya dipakai pada batuan karbonat (limestone/dolomite).

Jenis asam yang sering digunakan dalam acidizing antara lain:

1. Organic acid, CH3COOH dan COOH

a. Acetic Acid (CH3COOH)

Asam jenis ini digunakan untuk pengasaman batuan

karbonat dengan laju reaksi lebih lambat dibandingkan dengan

HCl, karena derajat ionisasinya lebih kecil. Asam acetic lebih

mahal dibandingkan HCl dan tidak bersifat korosif terhadap

peralatan sumur, sehingga dapat dibiarkan lama dalam tubing

maupun casing.Asam acetic mempunyai karakteristik sebagai

berikut :

1. Tidak berwarna dan mudah larut dalam air

2. Waktu reaksi lebih lambat sehingga jumlah batuan

pervolume yang dapat bereaksi lebih banyak.

3. Tidak bersifat korosif dan kosentrasi yang umum

digunakan berkisar antara 10-15%

Beberapa keuntungan yang didapatkan dari penggunaan

asam acetic yaitu,

1. Tidak menimbulkan pengendapan dengan ion besi

2. Tidak menyebabkan embrittlement atau stress cracking

pada baja yang mempunyai strength yang tinggi

3. Tidak merusak peralatan aluminium

4. Tidak merusak lapisan chrome pada temperatur di atas

200°F.

67

b. Format Acid (COOH)

Jenis asam ini termasuk asam organik yang

yang lambat bereaksi dan terionisasi secara lemah. Sifat

asam formic mirip dengan asam acetic, tetapi pada temperature

tinggi asam formic lebih korosif dibanding asam acetic.

Keuntungan asam formic yaitu harganya lebih murah

dibandingkan asam acetic.

2. Hydrofluoric acid, HF

Asam hydroflouric tersedia sebagai larutan dengan

kosentrasi 40-70%. Namun untuk keperluan pengasaman, HF

biasanya digunakan bersama-sama atau dicampur dengan HCl.

Asam ini mempunyai kemampuan untuk melarutkan padatan-

padatan lumpur, mineral-mineral lempung feldspar dan silica. HF

juga bersifat korosi, tetapi tingkat korosifitas dari campuran asam

ini relatif rendah dibandingkan dengan HCl. Asam HF dapat

bereaksi dengan silika dan senyawa-senyawa silika.

3. Hydrochloric acid, HCL

Asam hydrochloric (HCl) merupakan jenis asam

yang paling banyak digunakan dalam operasi pengasaman di

lapangan. S e c a r a u m u m y a n g b i a s a digunakan di lapangan

adalah konsentrasi 15 % HCl. Asam jenis ini akan melarutkan

batugamping, dolomite dan karbonat lainnya. Sedangkan

untuk pengasaman batupasir digunakan 5-7% HCl. Keuntungan

penggunaan asam HCl antara lain memiliki daya reaksi yang cukup

tinggi terhadap batugamping dan dolomite, serta harganya relatif

lebih murah dibandingkan dengan asam jenis lainnya. Sedangkan

kerugiannya, asam memiliki sifat korosifitas paling tinggi,

terutama pada temperatur tinggi diatas 250 °F. Oleh karena itu agar

temperatur tidak melebihi tingkat korosifitasnya,maka pada

68

penggunaan asam HCl biasanya ditambahkan aditif yaitu corrosion

inhibitor sebagai pencegah korosi.

Adapun syarat-syarat utama agar asam dapat digunakan dalam operasi

acidizing (pengasaman) ini adalah:

1. Tidak terlampau reaktif terhadap peralatan logam.

2. Segi keselamatan penanganannya harus dapat menunjukkan

indikasi atau jaminan keberhasilan proyek acidizing ini.

3. Harus dapat bereaksi/melarutkan karbonat atau mineral endapan

lainnya sehingga membentuk soluble product atau hasil-hasil yang

dapat larut.

Pada prinsipnya stimulasi dengan pengasaman dapat dibedakan

menjadi 2 (dua) kelompok yaitu:

1. Pengasaman pada peralatan produksi yaitu; tubing dan flowline.

2. Pengasaman pada formasi produktif yaitu; perforasi dan lapisan.

Stimulasi merupakan suatu metoda workover yang berhubungan

dengan adanya perubahan sifat formasi, dengan cara menambahkan unsur-

unsur tertentu atau material lain ke dalam reservoir atau formasi untuk

memperbaikinya. Prinsip penerapan metoda ini adalah dengan

memperbesar harga Ko atau dengan menurunkan harga μo, sehingga harga

PI-nya meningkat dibanding sebelum metoda ini diterapkan.

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus

direncanakan dengan tepat data – data laboratorium yang diperoleh dari

sampel formasi, fluida reservoir dan fluida stimulasi. Sehingga informasi

yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat digunakan engineer untuk

merencanakan operasi stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat

diperoleh penambahan produktifitas formasi sesuai dengan yang

diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam

terhadap sampel batuan ( acid solubllity ).

69

Metode ini menggunakan teknik grafimetrik untuk menentukan

reaktifitas formasi dengan asam. Batuan karbonat ( minerallimetone )

biasanya larut dalam HCl, sedangkan silikat ( mineral clay ) larut dalam

mud acid.

6.3 Peralatan dan Bahan

6.3.1. Peralatan

1. Mortal dan prestle

2. Oven

3. Erlenmeyer

4. Kertas Saring

5. Soxhelet Aparatus

6. ASTM 100 Mesh

Gambar 6.1. Erlenmeyer

70

Gambar 6.2. Mortal dan pastle

Gambar 6.3. Oven

Gambar 6.4. Kertas Saring

71

6.3.2. Bahan

1. Core (batu gamping dan batu karbonat)

2. HCI 15% atau mud acid (15%HCI + 3%HF)

3. Larutan indicator methyl orange (1 gram methyl orange) dilarutkan

dalam 1 liter aquades atau air suling

6.4 Prosedur percobaan

1. Core ekstrasi terlebih dahulu dengan toulene / benzena pada Soxhlet

Aparatus. Kemudian keringkan dalam oven pada suhu 105 oC ( 220 oF)

2. Hancurkan sampel kering pada mortal hingga dapat lolos pada ASTM

100 Mesh

3. Ambil sampel yang telah dihancurkan 10 gr dan masukkan pada

Erlenmeyer 500 ml, kemudian masukkan 150ml HCl 15% dan

digoyangkan hingga CO2 terbebaskan semua.

4. Setelah reaksi selesai dituangkan sampel residu plus larutan dalam

Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa – sisa sampel dengan

aquades sedemikian rupa hingga air filtrate setelah ditetesi larutan

metyhl orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna merah –

merahan)

5. Keringkan residu dalam oven kira – kira selama ½ jam dengan suhu

105 oC (220 oF), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang

6. Hitung kelarutan sebagai percent berat dari material yang larut dalam

HCl 15%

% berat solubility= W - w

Wx 100%

Dimana :

W = Berat sampel, (gram)

w = Berat residu , (gram)

72

6.5 Hasil Analis dan Perhitungan

6.5.1. Hasil Analisa

Berat sample I (pasir) sebelum pengasaman = 19,8 gr

Berat sample I (pasir) sesudah pengasaman = 19,8 gr

% Berat solubility sample I (pasir) = 0 %

Berat sample II (karbonat) sebelum pengasaman = 65 gr

Berat sample II (karbonat) sesudah pengasaman = 62 gr

% Berat solubility sample II (karbonat) = 4.61%

6.5.2. Perhitungan

% berat solubility = W - w

Wx 100%

x100%19,8gr

19,8gr19,8gr

= 0 %

% berat solubility = W - w

Wx 100%

x100%65gr

62gr65gr

%61,4

73

6.6 Pembahasan

Pada saat laju produksi sumur mengalami penurunan kita dapat

menginjeksikan asam ke dalam formasi batuan untuk meningkatkan laju

alir dari formasi tersebut. Sebelum kita melakukan penginjeksian asam ke

dalam formasi kita harus tahu formasi batuan apa yang ada. Jika formasi

batuan yang mau kita injeksikan asam adalah batuan karbonat maka jenis

asam yang kita gunakan adalah HCL karena batuan karbonat hanya

bereaksi dengan asam ini. Jika formasi yang mau kita injeksikan adalah

batuan silika maka kita bisa menggunakan mud acid. Mud acid adalah

campuran dari HF dan HCL. Ada beberapa macam asam yang biasa

digunakan dalam proses acidizing yaitu organic acid terbagi menjadi dua

yaitu asetic acid dan format acid, dan yang lain ada HCL dan HF. Ada tiga

metode yang digunakan dalam proses acidizing ini yaitu matrix acidizing,

fracturing acidizing dan acid washing. Sebelum melakukan acidizing kita

bisa melihat formasi terlebih dahulu lalu menentukan metode apa yang

bisa digunakan.

Berdasarkan analisa data percobaan yang telah dilakukan

didapatkan nilai dari berat sampel sebelum pengasaman pada batu pasir

adalah sebesar 10 gram, dan berat sampel setelah pengasaman pada batu

pasir sebesar 10 gram. Untuk mendapatkan % berat solubilitynya adalah

berat sampel sebelum pengasaman dikurang dengan berat sampel sesudah

pengasaman lalu dibagi dengan berat sampel sebelum pengasaman dan

dikali 100%. Maka % berat solubility pasir yang diperoleh sebesar 0 %.

Dan berat sampel sebelum pengasaman pada batuan karbonat

sebesar 35 gram dan berat sampel setelah pengasaman sebesar 32 gram.

Untuk mendapatkan % berat solubilitynya adalah berat sampel sebelum

pengasaman dikurang dengan berat sampel sesudah pengasaman lalu

dibagi dengan berat sampel sebelum pengasaman dan dikali 100%. Maka

% berat solubility batuan karbonat sebesar 6,8%. Yang membuat % Berat

solubility pasir 0% adalah butiran pasir yang halus sehingga membuat

74

hampir semua butiran pasir lolos dari ASTM 100 mesh sehingga setelah

dilarutkan dengan asam % Berat solubility pasir 0%.

Dari keterangan diatas besar daya larut asam terhadap batu pasir

lebih besar daripada batu karbonat, artinya batu pasir lebih reaktif daripada

batu karbonat terhadap larutan asam HCl. Artinya dalam pelaksanaan

proses acidizing terhadap batu pasir (sandstone), larutan asam yang tepat

digunakan adalah larutan HCl. Semakin besar harga solubility dalam suatu

sampel akan semakin baik, karena seluruh acid (asam) yang berfungsi

sebagai stimulan bekerja dengan baik.

6.7 Kesimpulan

1. Berat solubility pada sampel pasir adalah 0% dan berat solubility pada

sampel karbonat adalah 4,61%.

2. Meningkatkan laju produksi dengan menginjeksikan HCL pada

formasi.

3. Asam yang akan digunakan untuk menstimulasi formasi dari sampel

pasir adalah mud acid dan untuk mensimulasi formasi dari sampel

karbonat adalah asam klorida ( HCL ).

4. Dapat diketahui bahwa semakin besar nilai solubility maka semakin

kecil ketahanan batuan terhadap asam.

5. Besar daya larut asam terhadap karbonat lebih besar dari pada batu

pasir.

75

BAB VII

PENENTUAN TEKANAN KAPILER PADA SAMPLE

BATUAN RESERVOIR

7.1. Tujuan

1. Mengetahui nilai tekanan kapiler dengan menggunakan Mercury

Injection.

2. Menentukan nilai correct pressure, pressure volume correction, actual

volume of Mercury Injection dan Mercury saturation.

3. Menentukan hubungan antara pressure dan volume.

4. Untuk mengetahui pentingnya pengukuran tekanan kapiler (Pc).

5. Untuk mengetahui pengaruh tekanan kapiler pada reservoir.

7.2. TeoriDasar

Distribusi fluida vertical dalam reservoir memegang peranan

penting didalam perencanaan well completion. Disrtibusi secara vertical

ini mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menempati setiap porsi

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

dengan gas. Didalam rongga pori tidak terdapat batas yang tajam atau

bentuk zona transisi. Oleh karena tekanan kapiler dapat dikonversi

menjadiketinggian diataskontak minyak air (H), maka saturasi minyak, air

dan gas yang menempati level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan.

Dengan demikian distribusi saturasi saturasi fluida ini merupakan salah

satu dasar untuk menentukan secara efisien letak ke dalam sumur yang

akan dikomplesi.

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang

ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau

cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang

memisahkan mereka.

76

Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida

“non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida“Wetting fasa” (Pw) atau :

Pc = Pnw - Pw

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi

pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung. Di reservoir

biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan

minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-

pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam

hubungan sebagai berikut.

ghr

Pc

cos2

dimana :

Pc = Tekanan kapiler (atm)

= Tegangan permukaan antara dua fluida

cos = Sudut kontak permukaan antara dua fluida (derajato)

r = Jari-jari lengkung pori-pori (m)

= Perbedaandensitasduafluida, gr/cm3

g = Percepatan gravitasi (m/s2)

h = Tinggi kolom (m)

77

Gambar 7.1. Kurva Tekanan Kapiler

Dalam Persamaan diatas dapat dilihat bahwa tekanan kapiler

berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (oil-water

contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot

antara h versus saturasi air (Sw).

Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan

mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Dari Persamaan diatas ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika

perbedaan densitas fluida berkurang, sementara factor lainnya tetap. Hal

ini berarti bahwa reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan

densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona

transisi minimum.

Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API

gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi

yang panjang.

Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan

besaran permeabilitas yang besarakan mempunyai tekanan kapiler yang

rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir

dengan permeabilitas yang rendah.

78

7.3 PeralatandanBahan

7.3.1 Peralatan :

Mercuri injection Capillary Pressure Apparatus dengan komponen-

komponen sebagai berikut :

1. Pump Cylinder

2. Measuring screw

3. Make Up.Nut

4. Picnometer Lid

5. Sample Holder

6. Observation Window

7. Pump scale

8. Mecrometer Dial

9. Pessure Hoss

10. 0 – 2 atm (0 – 30 psi) Pressure Gauge



13. Vacuum Gauge

14. 14 - 15 Pressure Control

15. 16 - 17 dan 21 Pressure Relief Velve

16. Pump Plunger

17. Yoke Stop

18. Traveling Yoke

79

Gambar 7.2. Picnometer Lid

Gambar 7.3.Vacuum Gauge

Gambar 7.4.Make-up Nut

80

Gambar 7.5. Sample Holder

Gambar 7.6.Pressure Control

Gambar 7.7. Mercury Injection Capillary Pressure Appartus

81

Gambar 7.8.Pump Plunger

7.3.2 Bahan

1. Fresh core

2. Gas

7.4 Prosedurpercobaan

7.4.1 Kalibrasi Alat yang digunakan

1. Dipasang picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger

diputar penuh dengan manipulasi handwheel.

2. Dibuka vacuum valve pada panel, sistem dikosongkan sampai

small gauge menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup,

picnometer dokosongkan samapai tekanan absolut kurang dari 20

micro.

3. Diputar handwheel sampai matering plunger bergerak maju dan

mercury level mencapai lower reference mark.

4. Move able scale ditetapkan dengan yokestop ( pada 28 cc ) dan

hand wheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka

15.

5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada upper reference

mark, skala dan dial menunjukkan angka nol ( 0 ).

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

ditentukan dan penentuan untuk dialhandwheel setting pada step 4.

82

Jika perbedaan terlalu besar yokestop harus direset kembali dan

deviasi pembacaan adalah ± 0,001 cc.

Karena dalam penggunaan alat ini memakai tekanan yang besar

tentu akan terjadi perubahan volume picnometer dan mercury. Untuk itu

perlu dilakukan preassrevolumecorrection yaitu :

a. Diletakkan picnometerlid pada tempatnya, pump matering plunger

diputar penuh dengan memanipulasi handwheel

b. Diubah panel valve ke vacuum juga small preassure gauge dibuka,

sistem dikosongkan sampai absolut preassure kurang dari 20 micro

c. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark,

adjust move able scale dial pada pembacaan 0,00 cc kemudian

tutup vacum valve

d. Diputar bleed valve mercury turun 3 mm dibawah upper reference

mark.

e. Diputar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark

lagi dan biarkan stabil selama ± 30 detik

f. Dibaca dan dicatat tekanan pada small preassure gauge serta

hubungan volume scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang

miring kekiri sebagai pengganti 0 – 5 cc. Graduated interval pada

skala

g. Step d, e, dan f diulang untuk setiap kenaikan tekanan pada sistem,

kemudian catat volum dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah

mencapai limit 1 atm, bukan nitrogen valve

h. Jika telah mencapai limit digunakan 0,150 atm gauge

i. Jika test telah selesai, ditutup panel nitrogen valve, sistem tekanan

dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem

mencapai 1 atm

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

terjadinya perubahan preassure volume.

83

A – B = Perubahan volume oleh tekanan ( Pada tekanan rendah )

C – D = Perubahan volume pada tekanan tinggi

E = Inflektion point

7.4.2 Prosedur untuk menentukan tekanan kapiler

1. Disiapkan core (memperoleh core vol) yang telah diekstraksi dengan

volume 1 – 2 cc, kemudian ditempatkan pada core holder.

2. Picnometer lid dipasang pada tempatnya dan putar handwheel secara

penuh

3. Diubah panel valve ke vacuum dan pressuregauge dibuka, sistem

dikosongkan samapai absolutepreassure kurang dari 29 micron

4. Ditutup vacum, putar pump metering plunger sampai level mercury

mencapai lower reference mark

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

pembacaan 15 (miring kekanan). Dan berikan pembacaan pertama

28,150 cc

6. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark. Baca

besarnya bulk volume dari pump scale dan hand wheel dial. Sebagai

contoh pembacaan skala lebih besar dari 12 cc dan dial menunjukkan

32,5 maka bulk volume sampel 12,325 cc

7. Digerakkan pump scale dan handwheel dial pada pebacaan 0,000 cc

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

mercury turun 3 – 5 mm dibawah upper reference mark

9. Diputar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda paling atas

dan usahakan konstan selama 30 detik

84

10. Dibaca dan catat tekanan (low preassure gauge) dan volume skala

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

graduated interval pada skala

11. Step 8, 9, dan 10 diulang untuk beberapa kanaikan tekanan. Jika

tekanan telah mencapai 1 atm dibuka nitrogen valve. Jika sistem telah

mencapai limit pada 0 -2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dan

gunakan 0 – 150 atm gauge

12. Step 11 diulangi sampai tekanan akhir didapat

Catatan : Fluktuasi thermometer ± 1 – 2 oC

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

sampai mencapai tekanan atm dengan mengeluarkan gas lewat bleed

valve.

85

7.5 Hasil Analisa dan Perhitungan

Diketahui :

Vb = 60 cc

Vp = 30 cc

Tabel 7.1 Pengukuran tekanan kapiler

No

Indicator

Pressure

(atm)

Correct

Pressure

(atm)

Indicator

Volume of

Mercury

Injection

Pressure

Volume

Correction

(cc)

Actual

Volume of

Mercury

Injection

(cc)

Mercury

Saturation

(%)

1 0,5 0,55 25,103 0,075 25,028 83,43

2 1,5 1,55 22,5 0,225 22,275 74,25

3 3 3,05 15 0,23 14,77 49,23

4 4,5 4,55 15 0,26 14,74 49,13

5 6,5 6,55 13 0,3 12,7 42,33

6 8 8,05 10,667 0,34 10,327 34,42

7 11,5 11,55 9,3 0,37 8,93 29,76

8 16 16,05 9 0,405 8,595 28,65

9 23 23,05 8,66 0,44 8,22 27,40

10 36 36,05 8,6 0,482 8,118 27,06

11 58 58,05 7,89 0,508 7,382 24,60

12 75 75,05 7,6 0,525 7,075 23,58

13 80 80,05 7,4 0,525 6,875 22,91

14 85 85,05 7 0,511 6,489 21,63

86

15 90,5 90,55 6,95 0,531 6,419 21,38

16 95 95,05 6,9 0,53 6,36 21,23

17 100,5 100,55 6,7 0,541 6,159 21,17

18 105 105,05 6,5 0,55 5,95 19,83

19 115 115,05 6,4 0,57 5,83 19,43

20 120 120,05 6,3 0,59 5,71 19,03

Tabel 7.2 Hubungan antara Pressure dan Volume

Pressure (atm) Volume (cc)

0 0,0

1 0,15

4 0,25

9 0,35

15 0,40

25 0,45

35 0,48

40 0,49

50 0,50

60 0,51

100 0,54

110 0,56

120 0,59

125 0,62

87

128 0,64

130 0,67

131 0,69

132 0,71

133 0,74

134 0,77

135 0,80

136 0,83

137 0,87

139 0,99

140 1,0

7.5.1 Perhitungan

a. Correct Preassure ( Kolom 2 )

Indicator Pressure + 0,05 atm

1. 0.5 + 0,05 = 0,55

2. 1,5 + 0,05 = 1,55

3. 3 + 0,05 = 3,05

4. 4,5 + 0,05 = 4,55

5. 6,5 + 0,05 = 6,55

6. 8 + 0,05 = 8,05

7. 11,5 + 0,05 = 11,55

8. 16 + 0,05 = 16,05

9. 23 + 0,05 = 23,05

10. 36 + 0,05 = 36,05

11. 58 + 0,05 = 58,05

12. 75 + 0,05 = 75,05

88

13. 80 + 0,05 = 80,05

14. 85,5 + 0,05 = 85,55

15. 90,5 + 0,05 = 90,55

16. 95 + 0,05 = 95,05

17. 100,5 + 0,05 = 100,55

18. 105 + 0,05 = 105,05

19. 115 + 0,05 = 115,05

20. 120 + 0,05 = 120,05

b. Preassure Volume Correction ( Kolom 4 )

Grafik PV Correction Dengan P = Kolom 1

1. Indicator Pressure 0,5 atm

1 − 0,5

1 − 0=0.15 − 𝑥

0,15 − 0

0,5 =0,15 − 𝑥

0,15

0,075 = 0,15 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟎𝟕𝟓


1,5 − 0

1,5 − 1=

𝑥 − 0

𝑥 − 0,15

1,5𝑥 − 0,225 = 1,5𝑥 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟐𝟐𝟓

89

3. Indicator Pressure 3 atm

9 − 3

9 − 4=

0,35 − 𝑥

0,35 − 0,25

6

5=0,35 − 𝑥

0,1

1,75 − 5𝑥 = 0,6

𝑥 = 𝟎, 𝟐𝟑


9 − 4,5

9 − 4=

0,35 − 𝑥

0,35 − 0,25

4,5

5=0,35 − 𝑥

0,1

0,45 = 1,75 − 5𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟐𝟔


9 − 6,5

9 − 4=

0,35 − 𝑥

0,35 − 0,25

2,5

5=0,35 − 𝑥

0,1

0,05 = 0,35 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟑

90


15 − 8

15 − 9=

0,4 − 𝑥

0,4 − 0,35

7

6=0,4 − 𝑥

0,05

0,35 = 2,4 − 6𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟑𝟒


15 − 11,5

15 − 9=

0,4 − 𝑥

0,4 − 0,35

3,5

6=0,4 − 𝑥

0,05

0,176 = 2,4 − 6𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟑𝟕


25 − 16

25 − 15=

0,45 − 𝑥

0,45 − 0,4

9

10=0,45 − 𝑥

0,05

0,45 = 4,5 − 10𝑥

91

𝑥 = 𝟎, 𝟒𝟎𝟓


25 − 23

25 − 15=

0,45 − 𝑥

0,45 − 0,4

2

10=0,45

0,05

0,01 = 0,45 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟒𝟒


40 − 35

40 − 36=0,49 − 0,48

0,49 − 𝑥

5

4=

0,01

0,49 − 𝑥

2,45 − 5𝑥 = 0,04

𝑥 = 𝟎. 𝟒𝟖𝟐


60 − 58

60 − 50=

0,51 − x

0,51 − 0,5

2

10=0,51 − 𝑥

0,01

0,02 = 5,1 − 10𝑥

92

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟎𝟖


75 − 60

75 − 50=x − 0,51

x − 0,5

15

25=x − 0,51

x − 0,5

3

5=x − 0,51

x − 0,5

3𝑥 − 1,5 = 5𝑥 − 2,55

2𝑥 = 1,05

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟐𝟓


100 − 80

100 − 60=

0,54 − 𝑥

0,54 − 0,51

20

40=0,54 − 𝑥

0,03

1

2=0,54 − 𝑥

0,03

0,03 = 1,08 − 2𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟐𝟓

93


110 − 85,5

110 − 100=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

24,5

10=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

2,45 =0,56 − 𝑥

0,02

0,049 = 0,56 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟏𝟏


110 − 90,5

110 − 100=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

14,5

10=0,56 − 𝑥

0,02

5,6 − 10𝑥 = 0,29

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟑𝟏


110 − 95

110 − 100=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

15

10=0,56 − 𝑥

0,02

94

1,5 =0,56 − 𝑥

0,02

0,03 = 0,56 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟑


110 − 100.5

110 − 100=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

9,5

10=0,56 − 𝑥

0,02

0,95 =0,56 − 𝑥

0,02

0,019 = 0,56 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟒𝟏


110 − 105

110 − 100=

0,56 − 𝑥

0,56 − 0,54

5

10=0,56 − 𝑥

0,02

0,5 =0,56 − 𝑥

0,02

0,01 = 0,56 − 𝑥

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟓

95


115 − 100

115 − 110=𝑥 − 0,54

𝑥 − 0,56

15

5=𝑥 − 0,54

𝑥 − 0,56

3 =𝑥 − 0,54

𝑥 − 0,56

3𝑥 − 0,56 = 𝑥 − 0,54

2𝑥 = 1,14

𝑥 = 𝟎, 𝟓𝟕


120 = 𝟎, 𝟓𝟗

96

c. Actual Volume of Mercury Injction ( Kolom 5 )

Indicator Volume of Mercury Injection – Preassure Volume Correction

1. 25,103 − 0,075 = 25,028

2. 22,5 − 0,225 = 22,275

3. 15 − 0,23 = 14,77

4. 15 − 0,26 = 14,74

5. 13 − 0,3 = 12,7

6. 10,667 − 0,34 = 10,327

7. 9,3 − 0,37 = 8,93

8. 9 − 0,805 = 8,595

9. 8,66 − 0,44 = 8,22

10. 8,6 − 0,482 = 8,118

11. 7,89 − 0,508 = 7,382

12. 7,6 − 0,525 = 7,075

13. 7,4 − 0,525 = 6,875

14. 7 − 0,511 = 6,489

15. 6,95 − 0,531 = 6,146

16. 6,9 − 0,53 = 6,36

17. 6,7 − 0,541 = 6,159

18. 6,5 − 0,55 = 5,95

19. 6,4 − 0,57 = 5,83

20. 6,3 − 0,59 = 5,71

d. Mercury Saturation

( Actual Volume of Mercury Injection : Vp ) * 100%

1. (25,025 : 30) x 100% = 83,42 %

2. (22,275 : 30) x 100% = 74,25 %

3. (14,77 : 30) x 100% = 49,23%

4. (14,74 : 30) x 100% = 49,13%

5. (12,7 : 30) x 100% = 42,33%

6. (10,327 : 30) x 100% = 34,42%

7. (8,93 : 30) x 100% = 29,76%

97

8. (8,595 : 30) x 100% = 28,65%

9. (8,22 : 30) x 100% = 27,4%

10. (8,118 : 30) x 100% = 27,06%

11. (7,382 : 30) x 100% = 24,60%

12. (7,075 : 30) x 100% = 23,58%

13. (6,875 : 30) x 100% = 22,91%

14. (6,489 : 30) x 100% =21,63%

15. (6,419 : 30) x 100% =21,38%

16. (6,37 : 30) x 100% =21,73%

17. (6,519 : 30) x 100% =21,23%

18. (5,95 : 30) x 100% =19,83%

19. (5,83 : 30) x 100% =19,94%

20. (5,71 : 30) x 100% =19,03%

98

7.6. Pembahasan

Pada percobaan ini membahas mengenai tekanan kapiler yang

diberikan kepada suatu formasi batuan reservoir. Tekanan kapiler

merupakan perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang

tidak tercampur, sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang

memisahkan fluida tersebut. Ada dua grafik yang akan dibahas pada bab

ini, yaitu:

Grafik 7.1.Hubungan Correct Pressure (atm) dan Mercury Saturation (%)

Grafik di atas merupakan grafik mercury saturation pada suatu batuan

reservoir terhadap correct pressure. Dari grafik tersebut dapat kita ketahui

bahwa correct pressure sangat mempengaruhi besar kecilnya mercury

saturation suatu batuan reservoir, karena apabila correct pressure semakin

besar maka mercury saturation pada batuan akan semakin kecil. Misal, pada

data ke-1 correct pressure sebesar 0,15 atm dan mercury saturationnya

83.41%74.45%49.23%48.96%

42.14%34.23%

29.57%

28.45%

27.29%

27.03%, 36.05

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0.00% 20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%

corr

ect

pre

ssu

re

mercury saturation

Grafik mercurysaturation vs correct pressure

Correct Pressure (atm)

99

sebesar 83,62 %. Akan tetapi, pada data ke-2 ketika correct

pressurediperbesar menjadi 2,55 atm batuan tersebut menghasilkan mercury

saturation lebih kecil, yaitu 74,33 %.

Grafik 7.2. Hubungan Volume (cc) dan Pressure (atm)

Data selanjutnya yang dicari adalah pressurevolume correction, ini

menggunakan rumus interpolasi dan data dari tabel pressure dan volume.

Setelah didapatkan data pressure volume correction, maka selanjutnya

mencari Actual Volume of Mercury Injection. Cara untuk mendapatkan

Actual Volume of Mercury Injection adalah dengan cara Indicator volume

of mercury injection dikurang dengan Pressure volume correction. Setelah

mendapatkan data Actual Volume of Mercury Injection selanjutnya

mencari Mercury Saturation. Cara mencari Mercury Saturation adalah

Actual Volume of Mercury Injection dibagi dengan volume pori. Setelah

semua data diperoleh selanjutnya membuat grafik Mercury Saturation vs

Correct Pressure.

0, 0 0.15, 10.25, 40.35, 9

0.4, 150.45, 25

0.48, 350.49, 400.5, 500.51, 60

0.54, 1000.56, 110

0.59, 120 0.62, 1250.64, 1280.67, 1300.69, 131

0.71, 1320.74, 1330.77, 134

0.8, 1350.83, 136

0.87, 1370.99, 139

1, 140

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

PR

ESSU

RE

(atm

)

VOLUME (cc)

VOLUME (cc) VS PRESSURE (atm)

100

Grafik di atas membahas mengenai hubungan antara volume

dengan pressure yang terdapat dalam suatu formasi batuan reservoir.

Dilihat dari grafik di atas, dapat kita ketahui bahwa semakin besar volume

yang terdapat dalam batuan, maka semakin besar pula pressure yang

diberikan kepada batuan tersebut.

7.7 Kesimpulan

1. Adanya perbedaan tekanan diantara dua fluida yang tidak saling

becampur.

2. Setelah menentukan tekanan kapiler kita dapat menentukan peforasi.

3. Pressure dan volume berbanding lurus karena semakin besar volume

maka nilai tekanan akan semakin meningkat.

4. Tekanan kapiler sangat dibutuhkan dalam analisa sumur sebelum

diproduksi.

5. Dapat membantu kita dalam analisa untuk melakukan perforasi.

101

BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

Analisa inti batuan adalah tahapan analisa setelah contoh formasi di bawah

permukaan (core) di peroleh. Tujuan dari analisa inti batuan untuk menentukan

secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang di tembus selama

pemboran. Prosedur analisa inti batuan pada umumnya terbagi menjadi dua bagian

yaitu analisa inti batuan rutin dan analisa inti batuan spesial.

Praktikum yang dilakukantelah akan membahas tentang porositas, saturasi,

serta permeabilitas batuan. Selain itu juga dibahas pula tentang sieve analysis,

penentuan kadar larut sample formasi dalam larutan asam, serta penentuan

tekanan kapiler pada sample batuan reservoir.

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan. Dalam arti lain porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara

volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan persatuan volume

tertentu. Tujuan mengetahui porositas dalam dunia perminyakan adalah untuk

mengetahui estimasi cadangan dalam reservoir. Karena porositas adalah pori

tempat terdapatnya crude oil tersebut. Pada pengukuran porositas dapat dilakukan

dengan dua cara yaitu dengan cara menimbang dan dengan cara mercury injection

pump.

Pengukuran porositas dengan cara menimbang yaitu, setelah mendapatkan

data berat core kering, berat core jenuh di kerosin dan berat core jenuh di udara

selanjutnya adalah mencari volume bulk yang diperoleh dari berat core jenuh di

udara dikurang berat core jenuh di kerosin dibagi dengan densitas kerosin dan

didapatkan hasil volume bulk sebesar 31,25 cc. Selanjutnya adalah mencari

volume grain dengan cara berat core kering dikurang dengan berat core jenuh di

kerosin dibagi densitas kerosin dan diperoleh hasil 2,75 cc. Dan selanjutnya

mencari volume pori yang dapat dicari dengan cara berat core jenuh di udara

dikurang dengan berat core kering dibagi dengan densitas kerosin diperoleh hasil

102

sebesar 3,75 cc. Maka porositas dapat diperoleh dengan cara volume pori dibagi

dengan volume bulk dan dikali 100% dan diperoleh hasil sebesar 12 %. Porositas

ini termasuk dalam kategori jelek. Selanjutnya adalah pengukuran porositas

dengan mercury injection pump, pertama menentukan skala picnometer dan

hasilnya sebesar 49,64 cc, selanjutnya mencari volume bulk batuan dan

didapatkan hasil sebesar 29,39 cc dan terakhir penentuan volume pori dan

didapatkan hasil sebesar 5,17 cc selanjutnya menentukan porositas effektif yaitu

volume pori dibagi volume bulk dikali 100% dan hasilnya 17,59% dan

porositasnya termasuk dalam kategori baik.

Setelah mengetahui porositas, perlu di tentukan saturasi fluida yang

terdapat di reservoir, dengan cara destilasi yang bertujuan untuk menentukan

kandungan apa yang lebih banyak pada suatu reservoir. Saturasi diartikan sebagai

nilai perbandingan antara volume suatu fluida tertentu pada sample (core) dengan

nilai seluruh pori yang terdapat pada batuan tersebut. Secara sederhana saturasi

dibagi atas tiga macam yaitu satuasi air (Sw), saturasi minyak (So), dan saturasi

gas (Sg). Sama halnya dengan porositas, tujuan untuk mengetahui saturasi dalam

dunia perminyakan adalah untuk estimasi cadangan. Tetapi khusus dari penentuan

saturasi, dapat diketahui estimasi/perkiraan jumlah masing-masing fluida secara

spesifik. Sehingga dapat diketahui secara signifikan minyak yang akan

diproduksi.

Pada pengukuran saturasi ini So yang diperoleh sebesar 17%, dan Sw

yang didapatkan dari hasil perhitungan sebesar 4 %, dan Sg yang diperoleh

sebesar 79%. Dari data yang didapatkan reservoir tersebut lebih banyak

mengandung gas.

Permeabilitas dalam teknik reservoir diartikan sebagai kemampuan suatu

batuan untuk melewatkan fluida melalui pori – pori yang saling berhubungan

tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Tujuan untuk mengetahui

permeabilitas dalam dunia perminyakan adalah untuk mengetahui klasifikaasi laju

alir dilihat dari nilai permeabilitas yang diperoleh, kaitannya dengan korelasi

103

terhadap porositas adalah ketika telah di ketahui klasifikasi porositasnya adalah

baik, perlu diketahui permeabilitasnya, apakah dengan porositas yang baik crude

oil dapat di alirkan atau tidak.

Pada pengukuran permeabilitas dengan gas permeameter, setelah

mendapatkan data diameter core, panjang core, luas penampang core, beda

tekanan, flow reading, laju alir gas, dan viskositas gas maka permereabilitas core

pertama yang didapatkan adalah sebesar 0,49 Darcy. Untuk mencari permeabilitas

pada core kedua caranya sama dengan cara mencari permeabilitas pada core

pertama yaitu viskositas dikali laju alir dikali panjang core dibagi luas penampang

dikali beda tekanan. Namum ada perbedaan data pada beda tekanan, flow reading

dan viskositas maka harga permeabilitas yang didapatkan juga berbeda yaitu

sebesar 0,38 Darcy. Pada perrhitungan core ketiga cara yang dilakukan juga sama

dan terdapat perbedaan data pada beda tekanan flow reading dan laju alir dan data

yang diperoleh sebesar 0.23 Darcy.

Sieve analysis digunakan dalam teknik reservoir untuk menentukan

keseragaman butiran yang lolos dari satu set sieve, yaitu antara butiran yang halus

dan butiran yang kasar, selain itu juga bertujuan untuk meminimalisir masalah

kepasiran yang mungkin terjadi pada sumur produksi. Beberapa cara dapat

digunakan dalam meminimalisir masalah kepasiran, yaitu slotted atau screen liner,

dan gravel packing.

Pada pengukuran sieve analysis total berat kumulatif sebesar 81.

Selanjutnya mencari persentase berat kumulatif yang didapatkan dari berat

kumulatif dibagi total berat kumulatif dikali 100%, maka persentase berat

kumulatif yang didapatkan sebesar 38,27%, 70,37%, 91,35%, 100%. Kemudian

selanjutnya mencari opening diameter pada berat kumulatif 40%:d40 dengan cara

interpolasi dan didapatkan hasil 0,97 mm, lalu opening diameter pada berat

kumulatif 50%:d50 dan diperoleh hasil 1,15 mm, dan yang terakhir mencari

opening diameter pada berat kumulatif 90%:d90 dan diperoleh hasil 0,45 mm.

Selanjutnya mencari koefisien keseragaman butir pasir (C) d40 dibagi d90 dan

104

diperoleh hasil 2,67 mm. Menurut Schwartz keseragaman butiran pasir pada

percobaan ini termasuk dalam kategori pemilahan yang sedang.

Acidizing merupakan pengasaman yang dilakukan untuk meningkatkan

laju aliran produksi. Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman harus

direncanakan dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sample

formasi, fluida reservoir, dan fluida stimulasi.

Pada percobaan kali ini batu digunakan yaitu batu pasir dan batu karbonat.

Pada batu pasir berat sampel sebelum pengasaman sebesar 19,8 gram dan berat

sampel setelah pengasaman sebesar 19,8 gram maka berat solubility pasir yaitu

berat sampel sebelum pengasaman dikurang berat sampel setelah pengasaman

dibagi berat sampel sebelum pengasaman dikali 100% maka didapatkan hasil

solubility pasir sebesar 0%. Pada sampel kedua yaitu batu karbonat berat sampel

sebelum pengasaman sebesar 65 gram dan berat sampel setelah pengasaman

sebesar 62 gram maka berat solubility karbonat yaitu berat sampel sebelum

pengasaman dikurang berat sampel setelah pengasaman dibagi berat sampel

sebelum pengasaman dikali 100% maka didapatkan hasil solubility karbonat

sebesar 4,61 %. Semakin besar nilai solubility maka semakin kecil ketahanan

batuan tersebut terhadap asam. Sebaliknya, semakin kecil nilai solubity maka

semakin tinggi ketahanan batuan tersebut terhadap asam.

Selanjutnya adalah penentuan tekanan kapiler. Tekanan kapiler dapat

didefinisikan sebagai perbedaan tekanan pada batas antara dua permukaan fluida

yang tidak bercampur. Distribusi fluida vertical dalam reservoir memegang

peranan penting dalam perencanaan well completion. Distribusi secara vertical ini

mencerminkan distribusi saturasi fluida yang menempati setiap porsi rongga pori.

Adanya tekanan kapiler (Pc) mempengaruhi distribusi minyak dengan gas,

didalam rongga pori tidak terdapat batas yang tajam atau berbentuk zona transisi.

Oleh tekanan kapiler dapat dikonversi menjadi ketinggian diatas kontak minyak

air, maka saturasi gas, minyak dan air yang menempati level tertentu dalam

reservoir dapat ditentukan. Dengan demikian distribusi saturasi fluida ini

105

merupakan salah satu dasar untuk menentukan secara effisien letak kedalaman

sumur yang akan dikomplesi.

.

106

BAB IX

KESIMPULAN UMUM

1. Analisa inti batuan adalah merupakan tahapan analisa batuan dari suatu

sample formasi, yang merupakan rangkaian kegiatan pemboran. Sedangkan

kegiatan pengambilan sample tersebut untuk dianalisa sering disebut dengan

Coring. Yang semuanya ini guna mendapatkan informasi tentang sifat-sifat

fisik batuan formasi selama proses pemboran, untuk mendukung pada

proses eksplorasi maupun eksploitasi Migas.

2. Dari analisa core dapat diketahui besarnya porositas, untuk menentukan

jumlah fluida yang dapat dikandung oleh batuan. Pada formasi dimana

tempat diambilnya sample tersebut.

3. Dengan analisa inti batuan dapat diperoleh informasi tentang sifat-sifat fisik

batuan dari contoh formasi yang dibawah permukaan (core).

4. Besar kecilnya porositas suatu batuan menujunkkan kapasitas fluida

reservoir.

5. Dari percobaan yang dilakukan dapat diketahui bahwa untuk menentukan

nilai porositas dari core adalah dengan menggunakan dua cara yaitu

menimbang dan mercury injection pump

6. Porositas efektif suatu batuan reservoir berbanding lurus dengan volume

pori dan berbanding terbalik dengan volume bulk batuan.

7. Porositas yang dapat berhubungan dengan permeabilitas adalah porositas

effektif, sedangkan porositas absolut tidak.

8. Porositas absolut hanya digunakan pada saat reservoir tersebut terjebak.

9. Porositas effektif dapat berhubungan dengan permeabilitas dikarenakan

porositas effektif itu menghitung volume pori yang berhubungan. Dan

hubungan porositas effektif dengan permeabilitas adalah berbanding lurus

jika porositasnya baik, maka permeabilitas juga baik dan begitu juga

sebaliknya.

107

10. Hubungan saturasi dengan porositas adalah besar kecilnya volume fluida

yang mengisi pori – pori batuan dapat mempengaruhi besar kecilnya saturasi

fluida tersebut di dalam suatu formasi batuan reservoir.

11. Semakin besar porositas batuan, maka semakin banyak hidrokarbon yang

terkandung didalamnya & sebaliknya.

12. Dengan melakukan pengukuran saturasi dapat diketahui volume air, gas dan

minyak dalam batuan reservoir sehingga kita dapat mengetahui apa yang

akan diproduksi.

13. Dalam menentukan besarnya jumlah fluida didalam batuan reservoir,

dinyatakan dengan besaran saturasi. Banyaknya fluida (minyak, air dan gas)

khususnya minyak dan gas yang dikandung dalam batuan reservoir tidak

dapat terambil seluruhnya karena dipengaruhi oleh sifat geologi dan fluida

reservoir tersebut.

14. Harga permeabilitas yang ditentukan dalam percobaan ini, merupakan sifat

fisik batuan yang dapat kita ketahui tentang besarnya aliran fluida pada

formasi reservoir tersebut, yang dapat diketahui besarnya aliran

produksinya. Besarnya permeabilitas tergantung pada jumlah macam fluida

yang ada dalam reservoir, maka akan didapat harga permeabilitas relatif

atau efektif. Harga permeabilitas efektif maupun relatif, sangat dipengaruhi

oleh besarnya saturasi pada reservoir tersebut.

15. Dengan mengetahui tingkat keasaman batuan terhadap asam maka dapat

melakukan stimulasi dengan benar sehingga tidak merusak formasi batuan.

16. Permebilitas absolut pada suatu formasi dipengaruhi oleh beberapa faktor

antara lain yaitu viskositas, laju alir gas, panjang core, luas penampang core

dan beda tekanan.

17. Percobaan sieve analysis adalah untuk menentukan keseragaman butir pasir.

Informasi ini bisa digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran dan

salah satu cara menanggulanginya dengan cara gravel pack yang

membutuhkan informasi ukuran butir pasir sehingga dapat ditentukan

108

pemilihan yang tepat untuk ukuran screen dan travel yang tepat saat

mengatasi masalah kepasiran.

18. Percobaan pada screen liner dan penentuan kadar kelarutan sample formasi

disini, guna mengetahui atau memantau besarnya produksi fluida yang

sudah menurun karena telah memasuki formasi lepas (unconsolidated). Dari

sieve analysis kita dapat mengetahui pemasangan screen agar pasir tidak

ikut terproduksi seminimal mungkin. Dan pada formasi batuan karbonat

dapat distimulasikan asam guna mengoptimalkan kembali laju produksi

tersebut.

19. Harga opening size menetuka rencana pemasangan sand pack atau grfel

pack, atau dapat diambil dari data sorting coefficient. Karena hasil dari

distribusi pasir dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang

tepat.

20. Berdasarkan percobaan penentuan kadar laut sampel formasi dalam larutan

asam diatas maka dapat disimpulkan bahwa semakin besar nilai solubility

maka semakin semakin kecil ketahanan batuan tersebut terhadap asam.

Sebaliknya, semakin kecil nilai solubility maka semakin tinggi ketahanan

batuan tersebut terhadap asam.

21. Dengan mengetahui tingkat keasaman batuan terhadap asam maka dapat

melakukan stimulasi dengan benar sehingga tidak merusak formasi batuan.

22. Dan dari penentuan besar tekanan kapiler pada suatu sample formasi dapat

diperkirakan adanya distribusi saturasi dari beberapa fluida dari suatu

formasi itu (secara vertikal). Maka hal ini pun dapat secara langsung

dikatakan efisien dalam penentuan letak kedalaman fluida tertentu pada

formasi reservoir yang ada.

23. Berdasarkan percobaan pengukuran tekanan kapilerdiatas dapat dibuat

grafik hubungan antara correct pressure (atm) dengan mercury saturation

(%) yang nilainya berbaning terbalik.

24. Berdasarkan percobaan pengukuran tekanan kapiler diatas diperoleh data

percobaab pressure volume correction sehingga dapat dibuat grafik

109

hubungan antara tekanan (atm) dengan volume (cc) yang nilainya

berbanding lurus.

25. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak

maupun gas salah satunya yaitumengontrol distribusi saturasi didalam

reservoir.

DAFTAR PUSTAKA

http://iatmismmigas.wordpress.com/page/3/ pengantar studi waterflood,

diakses 16 November 2013, 15:33

Pancerika, Nurohmah Bety, 2011. Laporan Resmi Praktikum Analisa

Inti Batuan ( AIB ). Balikpapan: STT MIGAS BALIKPAPAN

SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS, 2008. Buku Petunjuk

Praktikum Analisa Inti Batuan.

Pratama, Muhammad Septian, 2013. Laporan Resmi Praktikum Analisa

Inti Batuan ( AIB ). Balikpapan: STT MIGAS BALIKPAPAN

0, 0 0.15, 10.25, 4

0.35, 90.4, 15

0.45, 25

0.48, 350.49, 40

0.5, 50

0.51, 60

0.54, 100

0.56, 110

0.59, 120 0.62, 1250.64, 1280.67, 1300.69, 131

0.71, 1320.74, 133

0.77, 1340.8, 135

0.83, 1360.87, 1370.99, 139

1, 140

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

PRES

SURE

(atm

)

VOLUME (cc)

VOLUME (cc) VS PRESSURE (atm)

Documents

Analisa Inti Batuan