PENDAHULUAN(INTRODUCTION)

Mekanika reservoir merupakan salah satu ilmu dasar dalam bidang

perminyakan. Unutk mengetahui suatu perubahan dan nilai keekonomisan perlu

dilakukannya percobaan, pengamatan riset dan penelitian sifat fisik rservoir yang

kita miliki dengan kata lain menganalisi inti batuan. Praktikum analisa inti batuan

dilakukan untuk menentukan secara langsung informasi mengenai sifat-sifat fisik

batuan tertentu. Mekanika reservoir dalam tahap pemboran explorasi merupakan

acuan dalam mengevaluasi kemungkinan tingkat keberhasilan suatu pemboran.

Sedangkan tahap exploitasi mekanika reservoir merupakan acuan bagi pelaksaaan

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

penting untuk pelaksaan proyek secondary dan tertiary recovery. Di sisi lain,

data-data yang didapat dapat digunakan sebagai kalibrasi dari metode logging.

Minyak bumi merupakan sumber kekayaan alam yang sangat penting dan

tidak dapat diperbaharui. Dewasa ini perminyakan mengkaji atas sumber daya

kekayaan alam yang mempengaruhi peradaan manusia ini. Agar terakumulasinya

minyak bumi, diperlukan lapisan sumber dan lapisan reservoir sebagai tempat

penyimpanan. Batuan reservoir yang baik adalah batuan yang berporous dan

permeabl. Dalam proses produksi perlu mengetahui dasar kajian perminyakan

agar menemukan nilai keenomisan dan nilai kekormesilan. Analisa inti batuan

mempelajari sifat-sifat dari batuan reservoir. Reservoir memiliki penyusun yang

berbeda-beda sehingga dengan pengambilan sample core atau inti batuan dapat

mewakili sedikit banyak informasi yang kita butuhkan. Analisa inti batuan

menggunakan core yang diambil langsung yang mana akan dilakukan percobaan

yang membantu dalam mendapatkan informasi penting dalam sebuah reservoir.

Porositas memiliki peran dalam mmengetahui pori batuan, yang

menggambarkan persentasi dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh

fluida. Permeabilitas merupakan ukuran media berpori yang dapat meloloskan

fluida. Sedangkan dengan mengetahui saturasi dapat memperkirakan jumlah

cadangan minyak pada suatu reservoir. Penentuan kadar larut sample memberikan

informasi mengenai kandungan asam yang terdapat didalam batuan. Sedangkan

1

dilakukannya sieve analisis untuk mengetahui masalah kepasiran pada saat

produksi.

Analisa inti batuan sangat berperan penting dalam dunia perminyakan.

Sehingga dengan mengetahui karakteristik batuan reservoir kita dapat mengetahui

hambatan-hambatan dalam pengoperasional teknik dilapangan. Adapun informasi

yang didapatkan yaitu porositas, permeablitas saturasi dan kandungan sample

terhadapa larutan asam. Dengan dilakukannya praktikum Analisa Inti Batuan ini

maka akan mempermudah mahasiswa atau sangat membantu dalam pemahaman

sifat fisik batuan reservoir dan dapat dijadikan bahan perbandingan atau untuk

membuktikan teori yang ada dalam literature-literature perminyakan.

Laporan resmi ini disusun oleh penulis setelah mengadakan praktikum di

Laboratorium Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau. Percobaan yang

dilakukan terdiri dari 5 macam percobaan yaitu :

1. Pengukuran Porositas

2. Pengukuran Permeabilitas

3. Pengukuran Saturasi Fluida

4. Penentuan Kadar Larut Sampel dalam Larutan Asam

5. Sieve analisis

Praktikum analisa inti batuan yang dilakukan ini adalah salah satu mata

kuliah wajib bagi mahasaiswa/i Departemen Teknik Perminyakan Universitas

Islam Riau. Oleh karena itu sebagai bukti telah dilakukan praktikum tersebut,

maka disusunlah “LAPORAN RESMI ANALISA INTI BATUAN” ini untuk

diajukan sebagai salah satu nilai dan kelulusan dalam mata kuliah praktikum

Analisa Fluida Reservoir tersebut. Selain itu diharapkan tulisan ini dapat

dipergunakan sebagai acuan pedoman oleh para praktikan Analisa Inti Batuan

dikampus ini pada tahun mendatang.

Adapun tujuan penulisan laporan ini,agar pembaca lebih mengerti dan

memahami dengan jelas percobaan-percobaan yang dilakukan di Laboratorium

dan informasi menngenai sifat-sifat fisik batuan yang ada di reservoir . Dalam hal

ini,informasi yang didapat berupa sifat-sifat fisik umum batuan. Dan dapat

menerapkan khususnya di dalam dunia perminyakan, karena dalam dunia

2

perminyakan sifat fisik batuan reservoir sangan erat sekali hubungannya dalam

Analisa batuan reservoir.

Agar penulisan laporan ini terarah maka perlu adanya batasan masalah.

Batasan masalahnya adalah hanya mengenai percobaan-percobaan Analisa Inti

Batuan yang telah dilakukan seperti pengukuran porositas, pengukuran

permeabilitas, pengukuran saturasi fluida, penentuan kadar larut sampel dalam

larutan asam,dan sieve analisis.

3

PERCOBAAN I(EXPERIMENT I)

PENGUKURAN POROSITAS(POROSITY MEASUREMENT)

1.1 TUJUAN PERCOBAAN

Menetukan besarnya harga volume total batuan , volume pori-pori batuan

dan porositas batuan reservoir.

1.2 TEORI DASAR

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukan besar rongga dalam batuan.

Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor, antara lain susunan

dimana butiran diendapkan atau tersusun, lingkungan pengendapan, ukuran dan

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

lain sebagai semen (sementasi).

Menurut pembentukannya atau proses geologinya porositas dibagi dua,

yaitu :

Porositas Primer

Adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan

tersebut

Porositas Sekunder

Adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan seperti yang

disebabkan karena proses pelarutan atau endapan.

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik reservoir, porositas terbagi menjadi

dua :

Porositas absolut

Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan volume

total batuan (bulk volume) atau ditulis :

4

Φabs = VpVb

x 100 % dan Φabs = Vb−Vg

Vb x 100 %

Dimana : Vb = Volume total batuan

Vp = Volume pori batuan

Vg = Volume butiran

Porositas effektif

Adalah perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total

batuan atau ditulis :

Φeff = Vp yang berhubungan x 100 %

Vb .

Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling

berhubungan maka hal penting dalam industri perminyakan dan yang diukur

dalam percobaan ini adalah porositas effektif. Kegunaan dari pengukuran

porositas dalam perminyakan terutama dalam explorasi adalah untuk menentukan

cadangan atau IOIP ( Initial Oil In Place ) sedangkan dalam exploitasi digunakan

untuk komplesi sumur (Well Completion) dan Secondary Recovery. Biasanya

besarnya porositas berkisar antara 5 – 30 %. Porositas 5 % biasanya dimasukan

dalam porositas kecil. Secara teoritis besarnya porositas tidak lebih dari 47 %.

Dilapangan dapat kita dapatkan perkiraan secara visual, dimana penentuan ini

bersifat semi kuantitatif dan digunakan skala sebagai berikut :

0% - 5% Porositas sangat buruk (VERY POOR)

5% - 10% Porositas Buruk (POOR)

10% - 15% Porositas Cukup (FAIR)

15% - 20% Porositas Baik (GOOD)

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

>25% Penentukan porositas Istimewa

5

Secara langsung, porositas dapat diukur menggunakan berbagai metode.

Pada umumnya metode pengukuran yang digunakan merupakan metode

pengukuran porositas effektif. Metode-metode tersebut antara lain :

1. Metode Grain-volume

2. Metode Bulk volume determination

3. Metode Boyles low porosimeter

4. Metode Pore-gas injection

5. Metode Loos-Of-Weight

6. Metode Liquid saturation

7. Metode Porositas dari Large core samples

Secara tidak langsung, porositas dihitung berdasarkan hasil pengukuran

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

sonic log dan density log.

1.3 ALAT DAN BAHAN

1.3.1 Alat-alat yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :

1. Timbangan digital

2. Vacuum pump dengan vacuum desicator

3. Beker glass ceper

4. Gas porosimeter

5. Selembar kertas sebagai alas core

1.3.2 Bahan-bahan yang dipergunakan dalam percobaan ini adalah :

1. Kerosin dengan berat jenis 0,816 gr /cc

2. Sampel core

Gambar Alat :

6

Gelas Kimia Steel Plug

Vacum Desicator Gas Porosimeter Timbangan Digital

Core Tabung Gas Helium Jangka Sorong

Gambar 1.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Porositas

7

1.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu ditentukan adalah

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

pengukuran dengan dua cara yaitu :

1. Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang

Prosedur kerja:

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

mendiamkan selama 24 jam, kemudian mengeluarkannya dari tabung

extraksi dan mendinginkannya beberapa menit, kemudian mengeringkan

didalam oven.

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

gram.

3. Masukan core kering tersebut dalam vacuum desicator untuk dihampa

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

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

kerosin, missal beratnya = W2 gram.

5. Mengambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian ditimbang diudara

missal beratnya = W3 gram.

6. Perhitungan :

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

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

Volume pori (Vp) = W 3−W 1bj Kerosin

Porositas effactif = W 3−W 1W 3−W 2

X 100%

2. Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Porosimeter

Prosedur kerja :

1. Salurkan gas helium sebesar 95 Psi ke porosimeter

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

8

3. Timbang core tersebut, catat hasilnya

4. Kemudian masukan steel plug kedalam tabung porosimeter

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

6. Masukkan core kedalam tabung

7. Suplay gas ketabung maka didapat Gauge Reading

8. Ulangi prosedur diatas dengan 3 buah core.

1.5 HASIL PENGAMATAN

Dari percobaan yang dilakukan diperoleh data sebagai berikut :

W1 = 85,89 gram

W2 = 85,58 gram

W3 = 96,33 gram

Porositas effectif = 0,83 gr/cc

Vb = 12,95 cc

Vg = 0,373 cc

Vp = 12,58 cc

∅ effektif = 13,59 %

Tabel 1.1. Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Cara Menimbang

Kode

Core

W1

(gr)

W2

(gr)

W3

(gr)

Vb

(cc)

Vg

(cc)

Vp

cc

Φ

(%)

ρ

gr/cc

SG # 22 104,65 112,42 112,59 0,212 9,69 9.9 46,7 0,801

Tabel 1.2. Hasil Pengamatan Pengukuran Porositas dengan Menggunakan Gas

Helium Porosimeter

N Kode D L Bulk P.close P.open Dead Berat

9

o Core (cm) (cm) vol

(cm2)

(Psi) (psi) volume core

(gr)

1 Top

28,2

115,2 0,082 58,68 84,62 84,58 0,024 58,74

2 1 C 107,69 0,099 90,61 76,44 76,26 0.195 90.51

Kode

Core

Vol

steel

OP

P.

Close

(psi)

P.Open

(psi)

Gauge

Read

(cm3)

Grain

Vol

(cm3)

P.

Vol

(cm3)

Grain

density

Φ

%

Top

18,2

65,18 84,74 84,73 0,0066

1

65,2 9,187 1,78 16,

40

1 C 57,31 84,77 84,74 0,016 57,32 10,85 1,65 23,

34

1.6 PERHITUNGAN

Sample Core SG#22Diketahui :

W1 = 104,65 gr

W2 = 112,42 gr

W3 = 112,59 gr

ρ = 0,8016 gr/cm3

M Picno = 15,63 gr

M Picno berisi = 35,67 gr

V Picno = 25 ml

Ditanya :

a. Vb = ... ?

b. Vp = ... ?

c. Vg = ... ?

d. ∅ eff = ...?

Jawab :

10

a. Vb= W 3−w 2bj kerosin

¿ 112,59 gr−112,42 gr

0,8016gr

cm3

¿ 0,17 gr

0,8016gr

cm3

¿0,212 cm3

b. Vp=W 3−W 1bj kerosin

¿ 112,59 gr−104,65 gr

0,8016gr

cm3

¿ 7,94 gr

0,8016gr

cm3

¿9,905 cm3

c . Vg=W 1−W 2bj kerosin

¿ 104,65 gr−112,42gr

0,8016gr

cm3

¿ 7,77 gr

0,8016gr

cm3

¿9,693 cm3

d .∅ eff =Vp yang saling berhubunganVb

×100 %

¿ 0,905 cm3

0,212 cm3 ×100 %

¿46,77 %

11

e . ρ kerosin=mV

Massa ¿ ( Massa Picno+Kerosin ) – ( Massa picnokosong )

¿35,67 gr−15,63 gr

¿20,04 gr

ρ=mV

¿20,04 gr

25 ml

¿0,8016grml

¿0,8016gr

cm3

Sample Core TOP # 18.2 Diketahui :

d = 3,625 gr

L = 5,43 cm

V = 56,012 cm

P close = 84,74 Psi

P open = 84,73 Psi

P close(steel plug) = 84,75 Psi

P open(steel plug) = 84,73 Psi

Vsp (steel plug) = 115,14 cm3

Vsop(steel plug) = 65,18 cm3

W core = 116,11 gr

Ditanya :

a. Bulk Volume(Vb) = ...?

b. Dead Volume = ...?

12

c. Gauge reading = ...?

d. Grain Volume(Vg) = ...?

e. Pore Volume(Vp) = ...?

f. Porositas (∅ ¿ = ...?

g. Grain Density ¿...?

Jawab :

a. Bulk Volume ¿ 14

π d2 L

¿ 14

(3,14 ) (3,625 cm )2 (5,43 cm )

¿56,012 cm3

b. Dead Volume ¿( P closeP open

−1)×Vsp

¿( 84,75 Psi84,75 Psi

−1)×115,14 cm3

¿0,0271 cm3

c.Gauge reading ¿( P closeP open

−1)×Vcore

¿( 84,74 Psi84,73 Psi

−1)× 56,012 cm3

¿0,0066 cm3

d.Grain Volume ¿ (Vsop – Gauge reading )+Dead volume

¿ (65,18 cm3−0,0066 cm3 )+0,0271

¿65,173 cm3+0.0271 cm3

¿65,20 cm3

e.Pore Volume ¿ Grain Volume – Bulk Volume

13

¿65,20 cm3−56,012 cm3

¿9,188 cm3

¿9,19 cm3

f.Porositas (∅ )=VpVb

×100 %

¿ 9,19cm3

56,012cm3 × 100 %

¿16,40 % (Termasuk dalam porositas yang baik)

g.Grain density ¿Berat Core

GrainVolume

¿ 116,11 gr

65,20 cm3

¿1,78 gr

cm3

Sampel Core 1C

Diketahui :

d = 3,625 cm

L = 4,505 cm

V = 46,470 cm3

Pclose = 84,77 Psi

Popen = 84,74 Psi

Pclose (Stel Plug) = 84,75 Psi

Popen(Steel Plug) = 84,73 Psi

Vsp (Steel Plug) = 115,14 cm3

Vsop (Steel Out Plug) = 57,31 cm3

Wcore = 94,89 gr

14

Ditanya :

a. Bulk Volume(Vb) = ...?

b. Dead Volume = ...?

c. Gauge reading = ...?

d. Grain Volume(Vg) = ...?

e. Pore Volume(Vp) = ...?

f. Porositas (∅ ¿ = ...?

g. Grain Density ¿...?

Jawab :

a. Bulk Volume ¿ 14

π d2 L

¿ 14

(3,14 ) (3,625 cm )2 (4,505 cm )

¿46,470 cm3

b. Dead Volume ¿( P closeP open

−1)×Vsp

¿( 84,75 Psi84,73 Psi

−1)×115,14 cm3

¿0,0271 cm3

c.Gauge reading ¿( P closeP open

−1)×Vcore

¿( 84,77 Psi84,74 Psi

−1)× 46,470 cm3

¿0,0164 cm3

d.Grain Volume ¿ (Vsop – Gauge reading )+Dead volume

¿ (57,31 cm3−0,0164 cm3 )+0,0271 cm3

15

¿57,293 cm3+0.0271 cm3

¿57,320 cm3

e.Pore Volume ¿ Grain Volume – Bulk Volume

¿57,320 cm3−46,470 cm3

¿10,85 cm3

f.Porositas (∅ )=VpVb

×100 %

¿ 10,85 cm3

46,470 cm3 ×100 %

¿23,34 % (Termasuk dalam porositas yang sangat baik / very good)

g. Grain density ¿Berat Core

GrainVolume

¿ 94,89 gr

46,470 cm3

¿2,04gr

cm3

1.7 PEMBAHASAN

Percobaan kali ini yaitu percobaan pengukuran porositas suatu batuan,

porositas merupakan ukuran kemampuan batuan untuk menampung fluida yang

menunjukkan besarnya rongga dalam batuan. Besar atau kecilnya suatu porositas

batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida direservoir. Secara

definitif, porositas merupakan perbandingan antara volume total pori terhadap

volume total batuan, yang dinyatakan dalam persen.

Pada percobaan pengukuran porositas digunakan dua cara untuk

mengukurnya yaitu dengan cara menimbang dan helium porosimeter. Pada cara

menimbang digunakan sampel core dengan kode SG # 22 dan didapatkan

porositas efektifnya sebesar 46,70% yang termasuk kedalam kategori istimewa.

16

Sedangkan pengukuran porositas dengan helium porosimeter digunakan dua buah

sampel core dengan kode Top 18,2 dan 1C dan didapat porositas efektifnya

sebesar 16, 40% dan 23, 34% yang digolongkan pada porositas baik dan porositas

sangat baik. Namun, biasanya dilapangan besar porositas berkisar 5% - 30 % dan

secara teoritis besarnya porositas tidak lebih dari 47%.

Ada beberapa faktor yang mempengaruhi besar-kecilnya porositas suatu

batuan, yaitu :

1. Bentuk Butir

Bentuk butiran batuan yang semakin jelek akan memiliki porositas yang

besar apabila dibandingkan dengan bentuk butiran yang baik yang memiliki

porositas yang kecil.

2. Ukuran Butiran

Apabila ukuran butiran batuan semakin kecil maka rongga yang akan

terbentuk semakin kecil pula dan sebaliknya semakin besar ukuran butiran maka

rongga yang terbentuk akan semakin besar.

Gambar Sortasi Batuan Reservoir

3. Susunan Butiran

Jika ukuran butiran batuan sama maka susunan tersebut dapat dikatakan

berbentuk kubus dan mempunyai porositas yang lebih besar dibandingkan dengan

bentuk rhombohedral.

4. Sementasi

17

Apabila suatu batuan tersementasi dengan baik, maka kemungkinan besar

terdapat banyak pori yang tidak berhubungan. Hal ini 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.

5. Kompaksi

Apabila posisi batuan semakin dalam dari permukaan, beban yang diterima

semakin besar. Semakin dalam batuan terkubur maka porositas batuan tersebut

akan semakin kecil karena batuan tersebut terkompaksi dengan baik dan butiran

penyusun batuan tersebut semakin merapat.

6. Rekahan

Rekahan pada batuan mempengaruhi porositas. Rekahan menjadi faktor

penting dalam penentuan harga porositas dan permeabilitas pada batu gamping.

7. Komposisi Mineral

Batuan tersusun dari mineral-mineral yang mudah larut seperti golongan

karbonat, maka porositasnya baik. Hal itu dikarenakan rongga-rongga akibat

proses pelarutan dari batuan tersebut.

Metode lain yang juga digunakan dalam membantu pengukuran porositas

batuan dalam dunia perminyakan yaitu :

a. Well logging

Cara kerjanya yaitu dengan memasukkan alat kedalam sumur yang

terhubung pada alat seperti katrol dimana pada alat tersebut terpasang transmitter

yang memancarkan gelombang log sonic beserta receivernya. Alat dimasukkan

pada kedalaman yang sudah ditentukan lalu seiring dengan alat diangkat keatas,

gelombang log sonic dipancarkan yang nantinya akan membaca diameter lubang

sumur yang berbeda pada setiap lapisannya.

b. Log Calliver

Alat ini menggunakan mata bor dimana nantinya lapisan batuan yang

menyempit adalah lapisan batuan yang produktif, memiliki porositas batuan yang

18

baik. Pada saat pengeboran, lumpur menempel didinding sumur, air merambat

melalui dinding-dinding sumur. Pada saat pengeboran, mata bor berada pada

lapisan yang menyempit tetapi bukan berarti hal itu menandakan porositas batuan

baik, bisa saja itu adalah lapisan shale dimana porositasnya bagus tetapi tidak

memiliki permeabilitas.

‘

Referensi : 1. PDF ”Reservoir Porosity and Permeability”

2. Abdassah, Doddy. “Teknik Reservoir I”. Bandung.

Institut Teknologi Bandung.

1.7 DISCUSSION

The experiment this time is porosity measurement of rock. Porosity is a

measure of the ability of the rock to hold the fluids thats shows the amount of

cavities in rocks. Large or small a rock porosity will determine reservoir fluid

storage capacity in definitive, the porosity is the ratio between the total pore

volume to the total volume of rock, expressed in percent.

In experiments measuring the porosity is used two days to measure it by

weighing and helium porosimetre. In considering how to use core sampleswith

code SG # 22 and obtained effective porosity of 46, 70% were include into the

special category. While the helium porosimetre porosity measurements used two

cores with code Top 18, 22 dan 1c and obtained effective porosity of 16,40 % and

23, 34 % were classified as good porosity and very good porosity. But, usually the

rock of the porosity is from 5% - 30% and the amount of porosity theoretically no

more than 27%.

There are several factors that effect the size of the porosity of the rock, that

is :

1.Grain Shape

Granular rock the ugly will have a large porosity when compared to the

granular form good, it will have little porosity.

19

2.Grain Size

If the grain size gets smaller, the rock cavity formed will be small too.

3. The Composition Of Grain

If the grain size composition of the rocks the same can be said cube-shaped

and has a porosity greater than the Rhombohedral form.

4.Cementation

If a rock cementation well, then most likely there are many pores that are

not connected. This causes the effective porosity of the rock into well, other wise

if a rock is not well likely the more pores are connected so that the effective

porosity is big.

5.Compaction

If the position of the rock is deeper from the surface, the greader the load

received. The more deeply buried rocks the porosity of these rocks will be smaller

and grains making up the rock is getting closer.

6.Fracture

Fracture porosity of the rock is an important factor in determining the price

of porosity and permeability in the limestone.

7.Mineral Composition

The rocks are composed of mineral solube carbonate group then good

porosity. That is because the cavities dissolution of the rock.

Other methods are also used in rock porosity measurement in the oil world,

namely :

a. Well Logging

20

The way it works is by interesting the tool the well is connected to the

pulley where the appliance is installed transmitted that emits sonic log and

receiver. The total is inserted at a specified depth and along with the device lifted

up, the waves sonic log which will be read quickly or the porosity of rock. If the

wave reflection is slow captured by the reaceiver so the porosity rocks lower.

b.Log Calliver

This tool uses the drill bit, where the latter layer is a layer of rock that

narrows productive rock, has a large rock porosity.

At the time of drilling, the mud stuck on the wall wells, water creeping

walls well. At the time of drilling, the drill bit in layer that does not mean that

narrows it indicates good porosity rocks, it could be the shale which is nice but

does not have the permeability ( Shale layer ).

1.8 KESIMPULAN

Dari percobaan yang telah kami lakukan dapat disimpulkan bahwa porositas

batuan merupakan salah satu faktor penting dalam perhitungan jumlah cadangan

minyak. Percobaan tersebut menggunakan 3 buah core yang tergolong kepada

porositas istimewa yaitu 46,7 % dengan kode core SG # 22, pengukuran porositas

tersebut dilakukan dengan cara menimbang.

2 buah core lainnya tergolong kepada porositas baik dan sangat baik, yaitu

16, 40 % dan 23, 34% dengan masing-masing kode core yaitu 18,2 dan 1C.

Berikut skala penggolongan porositas batuan :

0% - 5% = Porositas sangat buruk dan dapat diabaikan

5% - 10% = Porositas buruk (poor)

10% - 15% = Porositas cukup (enough)

15% - 20% = Porositas baik (good)

20% - 25% = Porositas sangat baik (very good)

>25% = Istimewa

Selain dengan cara menimbang dan helium porosimeter, perhitungan

porositas juga dapat dilakukan dengan metode well logging dan log calliver.

21

Beberapa faktor yang mempengaruhi besar-kecilnya porositas yaitu bentuk

butiran, susunan butir, sementasi, kompaksi, rekahan, dan komposisi mineral.

Dalam dunia perminyakan perhitungan porositas sangat perlu dilakukan

untuk memperkirakan cadangan minyak saat eksploitasi.

1.9 TUGAS

1.) Apa yang dimaksud dengan batuan reservoir ? serta contoh batuannya !

Jawab :

Batuan reservoir adalah batuan bawah tanah yang berpori dan permeabel

yang dapat menyimpan minyak atau gas. Contoh batuan reservoir umumnya

terdiri dari batuan sedimen yang berupa batuan pasir dan karbonat ( sedimen

klasik ) serta batuan shale ( sedimen non klastik ).

2.) Jelaskan definisi porositas dan pembagiannya menurut pembentukan / proses

geologi dan berdasarkan fungsinya !

Jawab :

Porositas dapat didefinisikan sebagai suatu ukuran yang menunjukkan besar

rongga dalam batuan atau dapat juga didefinisikan sebagai perbandingan antara

volume pori-pori batuan terhadap volume total batuan penyusun pori-porinya

(bulk volume) per satuan volume tertentu.

Berdasarkan pembentukan / proses geologi, porositas dibagi menjadi dua :

1. Porositas Primer (Porositas Original)

Porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan, porositas

primer ditandai oleh suatu butir yang intergranular pada sandstones dan

intererystaline dan oolitic pada limestone.

2. Porositas Sekunder

Porositas yang terjadi setelah proses pengendapan yang disebabkan karena

proses kelarutan / endapan. Proses sekunder ditandai oleh adanya rekahan seperti

pada shales dan limestone, dan vug seperti dijumpai pada limestone.

Sedangkan berdasarkan fungsinya, porositas dibagi menjadi dua :

22

1. Porositas Absolut

Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori dengan volume total

batuan ,

ϕ|¿|=

V p

V b

x100 %atauϕ|¿|=

V b−V g

Vb

x100 %¿¿

2. Porositas Efektif

Didefinisikan sebagai volume pori yang berhubungan dengan volume total

batuan,

ϕ|¿|=

V p yang berhubungan x100 %V b

¿

Dimana : V b=Volume totalbatuan

V g=Volumebutiran

V p=Volume pori total

3.)Jelaskan 5 sifat fisik batuan yang anda ketahui !

Jawab :

A. Porositas

Didefinisikan sebagai suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam

batuan / dapat juga didefinisikan sebagai suatu perbandingan antara volume pori-

pori batuan terhadap volume total batuan penyusun pori-porinya (bulk volume)

persatuan volume tertentu.

Berdasarkan proses geologinya porositas dibagi dua :

- Porositas primer

- Porositas sekunder

Sedangkan berdasarkan fungsinya dibagi dua :

- Porositas absolute

ϕ|¿|=

V p

V b

x100 %¿

- Porositas efektif

- ϕef =V p yangberhubungan

V b

x 100 %

23

Faktor yang mempengaruhi besarnya porositas yaitu ukuran butiran batuan,

sudut kemiringan butiran batuan, sorting, distribusi, ukuran butir, bentuk butiran,

susunan packing (cubic max 47,6% , hexagonal max 39,5%, rhombohedral max

25,9%), sementasi, komposisi, mineral, lempung/clay dan cementing. Reaksi

kimia, fracturing, deformasi akibat overburden.

B. Permeabilitas

Didefinisikan sebagai ukuran kemampuan suatu media berpori untuk

meloloskan / melewatkan fluida dengan satuan darcy / milidarcy. Apabila media

berpori tidak saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai

permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan

porositas efektif. Pada tahun 1856 Henry Darcy mempelajari aliran air pada suatu

lapisan batu pasir, dan hasil penemuannya diformulasikan kedalam hukum aliran

fluida dan diberi nama Hukum Darcy, dengan persamaan :

K= μ ∙ Q∙ LA(P1−P2)

Dimana : K = Permeabilitas, darcy

μ = Viskositas, cp

Q = Laju alir, cm3/ s

A = Luas penampang, cm2

L = Panjang, cm

∆ P = Beda tekanan, atm

Berdasarkan fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas

dibagi menjadi 3 :

- Permeabilitas absolute : Kemampuan batuan untuk melewatkan

Fluida dimana fluida yang mengalir

melalui media berpori hanya satu fasa.

- Permeabilitas efektif : Kemampuan untuk melewatkan fluida

fluida dimana fluida yang mengalir lebih

dari satu fasa.

- Permeabilitas relative : Perbandingan antara permeabilitas efektif

24

Dengan permeabilitas absolut.

K rel=K eff

K|¿|¿

C. Saturasi

Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu (air, minyak,

gas) dengan jumlah volume pori-pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat 3

jenis fluida, maka saturasi dibagi 3 yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So),

saturasi gas (Sg). Dimana dinyatakan dengan persamaan berikut :

Sw = V . pori yangdiisi olehair

V pori totalx100 %

So = V . pori yangdiisi olehminyak

V pori totalx100 %

Sg = V . pori yangdiisi oleh gas

V pori totalx100 %

Total satuan saturasi fluida jika reservoir mengandung 3 jenis fluida :

Sw + So + Sg = 1. Untuk sistem air dan minyak maka persamaannya sebagai

berikut Sw + So = 1.

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi adalah :

- Ukuran dan distribusi pori-pori batuan

- Ketinggian diatas free water level

- Adanya perbedaan tekanan kapiler

Pada kenyataannya, fluida reservoir tidak dapat diproduksi semua, hal ini

disebabkan karena adanya saturasi minimum fluida yang tidak dapat diproduksi

lagi sehingga berapapun besarnya fluida yang diproduksi dapat dihitung dalam

bentuk saturasi dengan persamaan sebagai berikut :

St = 1 – (Swi + Sgi + Soi)

Dimana :

St = Saturasi total fluida terproduksi

Swi = Saturasi air tersisa (Irreducible)

Sgi = Saturasi gas tersisa (Irreducible)

Soi = Saturasi gas minyak tersisa (Irreducible)

25

D. Wettability

Didefinisikan sebagai suatu kemampuan untuk dibasahi oleh fasa fluida /

kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar / melekat kepermukaan batuan.

Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara batuan dan

partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel cairan itu.

Tegangan adhesi (Ar/ dapat dinyatakan dengan persamaan) :

Ar = σ so−σ sw=σ wo cosθwo

Dimana :

σ so=Tegangan permukaan minyak−benda padat

σ sw=Tegangan permukaan air−benda padat

σ so=Tegangan permukaan minyak−air

σ so=Sudut kontak minyak−air

E. Kompressibility

Didefinisikan sebagai perubahan volume pori akibat adanya gaya tekan tertentu

dan massa batuan bagian atas terhadap massa batuan dibawahnya dibandingkan

terhadap volume pori awal batuan tersebut .

C = −1V ( dv

dp )=−1V (∆ V

∆ P )Dimana :

C = Kompresibilitas

V = Volume

P = Tekanan

Menurut Grestima (1957) terdapat 3 konsep kompresibiltas batuan yaitu :

1. Kompresibilitas matriks batuan yaitu fraksi perbahan volume material

terhadap satuan perubahan tekanan.

2. Kompresibilitas bulk batuan yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan

terhadap suatu perubahan tekanan .

3. Kompresibilitas pori-pori batuan yaitu fraksi perubahan volume pori-pori

batuan terhadap suatu perubahan tekanan.

26

4.) Jelaskan dan gambarkan; a. porositas interconnected, b. porositas connected,

c. porositas isolated !

Jawab :

a. Porositas Interconnected

Porositas ini memiliki rongga yang saling terhubung dan membuat satu pori

dengan pori disebelahnya saling terhubung. Reservoir dengan porositas

interconnected dapat menghasilkan minyak dan gas bumi.

Gambar Porositas Interconnected

b. Porositas Connected

Porositas ini hanya memiliki satu rongga yang saling berhubungan dan

membuat yang lainnya saling tertutup. Reservoir dengan porositas connected

dapat menghasilkan minyak dan gas bumi namun tidak sebanyak porositas

interconnected.

Gambar Porositas Connected

c. Porositas Isolated

Porositas ini telah memiliki rongga yang saling berhubungan. Reservoir

dengan porositas isolated tidak dapat menghasilkan minyak dan gas bumi, minyak

bumi masuk kedalam pori-pori batuan sebelum pori-pori tersebut tertutup akibat

kompaksi / sementasi dan kemudian terperangkap didalamnya. Dengan begitu,

reservoir tersebut hanya berfungsi sebagai penyimpan dan tidak dapat

mengalirkan, namun karena kemajuan teknologi saat ini, reservoir dengan

27

porositas isolated dapat diproduksikan bila cadangan bernilai komersil misalnya

dengan cara rekahan buatan.

Gambar Porositas Isolated

PERCOBAAN II(EXPERIMENT II)

PENGUKURAN PERMEABILITAS(PERMEABILITY MEASUREMENT)

2.1 TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan besarnya permeabilitas absolut dengan menggunakan Gas

Permeameter dan Liquid Permeameter.

2.2 TEORI DASAR

Definisi Permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat

meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa

merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan

tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan. Pada umumnya

hasil analisa sampel core yang diperoleh dari reservoir memberikan harga

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

batuan reservoir tersebut.

28

Karena Henry Darcy dianggap sebagai pelopor penyelidikan permeabilitas

maka satuan permeabilitas adalah darcy.

Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya

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

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

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

tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut, secara matematis dapat

didefinisikan sebagai berikut :

K = μ Q L

A (P1−P 2)

Dimana : K= Permeabilitas (Darcy) Q = Laju alir (cc/sec)

μ = Viscositas (cp) A = Luas penampang (cm2)

L = Panjang (cm) P = Tekanan (atm)

Didalam batuan reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu

macam sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi :

1. Permeabilitas Absolute

Merupakan harga permeabilitas suatu batuan apabila fluida yang mengalir

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

gas saja, minyak saja, atau air saja.

2. Permeabilitas Effektif

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida

(misal minyak, gas, dan air).

3. Permeabilitas Relative

Adalah perbandingan antara permeabilitas effektif dengan permeabilitas

absolut.

Pengukuran permeabilitas batuan dapat dilakukan dengan beberapa cara,

yaitu :

a. Analisa Core (laboratorium test)

b. Analisa Log

29

c. Pengujian Sumur

Di laboratorium, analisa core untuk menentukan permeabilitas suatu contoh

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

bersifat membasahi permukaan batuan dan mempunyai aliran yang seragam

melewati semua pori.

2.3 ALAT DAN BAHAN

2.3.1 Peralatan Percobaan dengan Liquid Permeameter :

1. Core holder untuk liquid permeameter

2. Thermometer R, fiil conection

3. Cut off valve

4. Special lid and over flow tube

5. Burette

6. Discharge fill valve assemble

7. Gas inlet

8. Pencatat waktu (stopwatch)

9. Gas pressure line dan pressure regulator

Peralatan Percobaan dengan Gas Permeameter :

1. Core holder dan thermometer

2. Triple range flowmeter dengan selector valve

3. Selector valve

4. Pressure gauge

5. Gas inlet

6. Gas outlet

2.3.2 Bahan yang Digunakan :

1. Core

2. Air

3. Gas Nirogen

Gambar Alat :

30

Gas Permeameter Thermometer Tabung Gas Nitrogen

Cut Of Valve Pressure Regulator Stopwatch

Core

Gambar 2.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Permeabilitas

2.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Gas Permeameter

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

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

kelebihan butiran dari sampel sebelumnya.

2. Pastikan fitting tubing yang nyaman dan bebas kebocoran.

31

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

dipotong berbentuk disk di atas dan bawah sampel untuk mencegah migrasi

pasir dari pemegang inti ke meter mengalir.

Menyiapkan Sampel Core

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

biasanya dibersihkan dengan pelarut dan dikeringkan dalam oven sebelum

pengukuran permeabilitas gas.

Minyak biasanya diangkat dengan toluene panas atau xilena dan garam.

Sampel biasanya dikeringkan dalam oven konveksi mekanik pada suhu dari 240

derajat Fahrenheit selama paling sedikit 12 jam atau dalam oven vakum di 180

derajat Fahrenheit selama minimal 4 jam. Core sampel harus silinder. Contoh core

plug harus tegak lurus berukuran ± 0,005 inci untuk hasil terbaik.

Mengukur Permeabilitas Standar Gas

1. Set semua panel ke posisi bypass.

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

3. Masukkan core ke dalam coretest system.

4. Set tekanan dari compressor dan gas nitrogen.

5. Catat tekanan, dan laju alirnya.

6. Hitung permeablilitas dengan menggunakan rumus darcy.

2.5 HASIL PENGAMATAN

Dari percobaan yang telah kami lakukan, diperoleh data sebagai berikut :

Tabel 3.1 Hasil Pengamatan Percobaan Pengukuran Permeabilitas

Nama

Core

D

(cm)

L

(cm)

A

(cm2)

Q

(cc/s)

μ

(cp)

∆P

(atm)

K

(Darcy)

2 C 3,31 4,92 68,38 0, 367 0, 018 0,0184 0, 026

32

Keterangan tambahan :

- High flow = 22 cm3/menit - Tekanan dari tabung N2 = 100 psi

- Low flow = 13,6 cm3/menit - Tekanan dari kompressor = 10 psi

- High DP = 10,5 Psi

- Low DP = 10,23 Psi

2.6 PERHITUNGAN

Dik : High Flow = 22 cm3/menit

Low Flow = 13,6 cm3/menit

High DP = 10,5 psi

Low DP = 10,23 psi

μ nitrogen = 0,018 cp

D core = 3,31 cm

L core = 4,92 cm

Dit : K = … ?

Jwb :

Q = (High Flow) – (Low Flow)

= (22 cm3/menit) – (13,6 cm3/menit)

= 8,4 cm3/menit

= 8,4 cm3 x 1

60 s

= 0,14 cm3/ s

A = 2 π r (r+t)

= 2 (3,14) (12

∙3,31 cm ¿ ∙¿ 3,31 cm + 4,92 cm )

= (10,4 cm ) ∙ (6,575 cm )

= 68,38 cm2

33

∆ P = P1 – P2

= 10,5 Psi – 10,23 Psi

= 0,27 Psi

= 0,2714,7 atm

= 0,018 atm

K = μ .Q .LA (∆ P )

= (0,018cp ) x ¿¿

= 0,01 Darcy

= 10 mD

2.7 PEMBAHASAN

Dari percobaan yang telah dilakukan, sampel core yang digunakan

merupakan core buatan yang disesuaikan dengan yang sebenarnya dilapangan.

Untuk mendapatkan hasil yang terbaik core harus dikringkan mnggunakan oven,

tetapi karena alat yang tidak memadai cor dikeringkan dibawah sinar matahari

atau menggunakan desicator yang hampa udara dan dimasukkan silika

kedalamnya untuk menarik H2O agar jatuh kebagian bawah desicator.

Percobaan pengukuran permeabilitas dilakukan dengan menggunakan alat

gas permeameter yang terhubung dengan tabung gas nitrogen, dimana gas ini

tidak membasahi permukaan sampel core yang kita amati. Jadi, data yang didapat

dari percobaan lebih akurat.

Permeabilitas sampel core didapat sebesar 10 mD dan digolongkan kedalam

permeabilitas yang baik. Berikut skala nilai permeabilitasnya :

< 5 mD = Ketat ( buruk )

5 – 10 mD = Cukup

34

10 – 100 mD = Baik

100 – 1000 mD = Sangat baik

> 1000 = Istimewa

Selama percobaan berlangsung diproleh beberapa parameter yang

mmpengaruhi besar-kecilnya atau baik-buruknya permabilitas tersebut,

1. Viskositas (μ¿ = cp

2. Laju alir (Q) = cm3/ s

3. Panjang (L) = cm

4. Luas penampang (A) = cm2

5. Perubahan tekanan (∆ P) = atm

Permeabilitas batuan sangat berhubungan erat dengan porositasnya. Jika

permeabilitas batuan baik maka sudah pasti porositas batuan juga baik, akan tetapi

jika porositas batuan baik maka belum tentu permeabilitas batuan juga baik.

1.10 DISCUSSION

From the experiments have been done, we used an artificial core sample that

adapted to the actual field. To get the best result, core must be dried using an oven

because we don’t have complete equipments. We dried core in the sun or using a

vacuum desicator and entering silica into it to pull H2O falling to the bottom of

desicator.

Experiment permeability measurement was done using a gas permeametre

connected with nitrogen gas tube, where the gas didn’t wet the surface of the core

sample that we observed. So, the data we get from the experiment more

accurately.

Permeability of the core sample obtained at 10 mD and classified into good

permeability. The type of permeability values, as follow :

< 5 mD = Bad

5 – 10 mD = Enough/Moderate

10 – 100 mD = Good

35

100 – 1000 mD = Very Good

>1000 = Excelent

During the experiment obtained same parameters that effect the good or not

good of permeability are :

6. Viscosity (μ¿ = cp

7. Flow rate (Q) = cm3/ s

8. Long (L) = cm

9. Large (A) = cm2

10. Pressure change (∆ P) = atm

Rock permeability correlates with the porosity. If the permeability of the

rock is good, then it is definitely the porosity is good too, but if the porosity of the

rock is good, then it is not sure that rock permeability is also good.

1.11 KESIMPULAN

Dari percobaan yang telah dilakukan, dapat kami simpulkan bahwa saat

minyak diproduksikan dari reservoir ke permukaan permeabilitas batuan sangat

mempengaruhi. Hal itu dikarenakan keseragaman butiran batuan memberikan

celah untuk fluida dapat dengan mudah diproduksikan dengan nilai permeabilitas

tinggi. Akan tetapi, jika butiran batuan tidak seragam ada yang besar dan ada yang

kecil membuat jalur untuk fluida mengalir tertutupi sehingga minyak tidak dapat

diproduksikan.

Minyak terjebak dan tidak ada celah untuk minyak dapat bergerak, nilai

permeabilitas yang kami dapat setelah melakukan percobaaan dengan

menggunakan sampel core buatan yaitu sebesar 10 mD dan dikategorikan

kedalam permeabilitas yang baik atau bagus.

1.12 TUGAS

1.) Jelaskan definisi permeabilitas & hubungannya terhadap hukum Darcy?

36

K = μ ∙Q ∙ L

A ∙ (P1−P2)

Jawab : Definisi permeabilitas adalah kemampuan batuan reservoir untuk dapat

meloloskan fluida melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa merusak

partikel pembentuk batuan tersebut.

Hubungannya terhadap hukum Darcy yaitu jika cairan berfasa tunggal

dengan kekentalan cp mengalir dengan kecepatan 1 cm3/ s melalui penampang

seluas 1 cm2 pada gradien hidrolik 1 atm (16 mmHg) per cm dan jika cairan

tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut, maka secara matematis didapat

persamaan :

2.) Jelaskan pengaruh ukuran butir dan sortasi/pilahan terhadap permeabilitas?

Jawab: Ukuran butir dan sortasi batuan reservoir mempengaruhi besar kecilnya

suatu permeabilitas. Ukuran butiran dan sortasi batuan yang seragam memiliki

permeabilitas yang tinggi jika dibandingkan dengan ukuran butiran dan sortasi

batuan yang tidak seragam, ada yang besar dan ada yang kecil.

Hal itu dikarenakan jalur untuk meloloskan fluida untuk ukuran butiran

dan sortasi batuan yang seragam lebih besar, fluida lebih mudah mengalir, celah

untuk fluida dapat bergerak lebih banyak, sedangkan untuk ukuran butiran dan

sortasi batuan yang tidak seragam, ada yang besar dan ada yang kecil, fluida sulit

untuk mengalir, jalurnya tertutupi oleh butiran-butiran kecil, sehingga celah-celah

untuk fluida mengalir tidak ada atau sangat sedikit, fluida terjebak dan tidak dapat

bergerak.

3.) Jelaskan pengaruh jnis-jenis batuan terhadap harga permeabilitas ?

Jawab : Setiap jenis batuan memiliki porositas yang berbeda-beda, porositas

efktifnya ada yang besar dan ada yang kecil. Setiap jenis batuan memiliki

perbedaan dari segi ukuran butiran, keseragaman butiran, dan sementasi antara

butiran satu dengan butiran lainnya yang akan memberi celah untuk fluida dapat

mengalir. Oleh sebab itu jenis batuan satu dengan batuan lainnya memberikan

harga prmeabilitas yang berbeda.

37

4.) Dik : A = 800 acre

= 800 x 4046, 825 m2

= 3,237, 460 m2

∅ = 20 %

= 0,2

h = 20 ft

= 20 x 0,3048 m

= 6, 096 m

Swi = 0,2

Boi = 40 res bbl/STB

Dit : OOIP = …?

Jwb : OOIP = 7758 x A xh x∅ x (1−Swi)

Bo i

= 7758 x (3 ,237,460 m2 ) (6,096 m )(0,2) x(1−0,2)40 rer bbl /STB

= 612 433 779 bbl

= 612. 433 779 MMbbl

5.) Sebutkan variable permeabilitas beserta golongannya :

Jawab : Variabel Permeabilitas

< 5 mD = Ketat ( buruk )

5 – 10 mD = Cukup

10 – 100 mD = Baik

100 – 1000 mD = Sangat baik

> 1000 = Istimewa

38

PERCOBAAN III(EXPERIMENT III)

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA(MEASUREMENT OF FLUID SATURATION)

3.1 TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan besarnya harga saturasi fluida di dalam batuan reservoir

sehingga dapat memperkirakan besarnya cadangan minyak, mengetahui batas

antara air-minyak dan mengetahui ketinggian air dan minyak.

3.2 TEORI DASAR

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida

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

Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yang biasanya terdiri

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

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

pada formasi zona minyak kandungan air dalam formasi tersebut dinamakan

39

interstitial water atau connate water yang didefinisikan sebagai air yang tertinggal

di dalam formasi pada saat reservoir terbentuk.

Dalam satu batuan reservoir biasanya akan terdapat 3 jenis saturasi yang

dalam persamaan dirumuskan:

1. Saturasi air

Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi air

terhadap volume pori batuan total.

sw= volume pori yang diisi airvolume pori total

2. Saturasi minyak

Didefinisikan sebagai: Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh

minyak terhadap volume pori total.

so= volume pori yang diisi minyakvolume p ori total

3. Saturasi gas

Didefinisikan sebagai: perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas

terhadap volume pori total.

Sg= volume pori yang diisi gasvolume poritotal

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

hubungan:

Dimana : Sw + So + Sg = 1

40

Apabila upaya pencapaian kesetimbangan hidrostatik dalam proses migrasi

memungkinkan kondisi kejenuhan gas maka gas akan keluar dari minyak dan

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

saturasi gas. Dengan demikian maka didalam ruangan batuan reservoiar akan

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

kapilaritas, sifat batuan reservoir dan sifat fluida reservoir akan mengakibatkan

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

tersebut dinyatakan dalam saturasi yaitu:

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

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

Swirr sering juga disebut Swc = Connate water saturation

Pada umumnya hampir semua reservoir minyak memiliki air yang

terakumulasi disekitar daerah akumulasi minyak dan air tersebut sebagai air bebas

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

(bottom water ).

Telah diketahui bahwa massa jenis minyak lebih ringan daripada massa

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

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

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

batuan disebut wetting oil.

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

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

dibawah tekanan merupakan suatu energi yang sangat berharga untuk mendorong

dari dalam reservoir menuju permukaan.

Saturasi fluida dalam suatu reservoir akan bervariasi dari suatu tepat

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

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

berproduksi biasanya akan berkisar antara 0,1-0,5 dengan adanya perbedaan

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

mempunyai saturasi air lebih tinggi dibandingkan dengan struktur reservoir pada

41

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

tinggi.

Saturasi fluida akan bervariasi terhadap kumulatif produksi minyak. Jika

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

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

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

rendah dan saturasi air corenya adalah dianggap produktif. Untuk formasi dengan

permeabilitas lebih besar, batas tertinggi dari saturasi air adalah sedikit lebih

kurang dari 50%. Karena itu, hasil penyelidikan nilai saturasi dari sampel core,

maka akan didapatkan bahwa formasi akan produktif apabila saturasi air

dipermukaan pada sampel core adalah kurang dari 50%.

Dalam pengukuran saturasi fluida di laboratorium dapat ditentukan dengan

beberapa metode, yaitu:

a. Metode penjenuhan ( Rethort Summation Method )

b. Distilasi vakum ( Vaccum Distilation Method )

c. Metode Dean and Stark

Adapun manfaat dapat diketahuinya nilai masing-masing fluida adalah

sebagai berikut:

1. Dapat memperkirakan besar cadangan minyak

2. Dapat mengetahui batas antara air dan minyak

3. Dapat mengetahui ketinggian antara air dan minyak

3.3 ALAT DAN BAHAN

3.3.1 Alat yang digunakan dalam percobaan ini adalah:

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

listrik

2. Timbangan analisis dengan batu timbangan

3. Gelas ukur

4. Exicator

5. Oven

3.3.2 Bahan yang digunakan dalam percobaan ini adalah :

42

Sampel core

Air

Kerosin

Toluena

Gambar Alat :

Vacum Desicator Gelas Ukur Core

Timbangan Digital Water Trap Corong

Stopwatch Labu Destilat Penghubung Labu

Gambar 3.1 Peralatan Percobaan Pengukuran Saturasi Fluida

3.4 PROSEDUR PERCOBAAN

43

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

2. Menimbang core tersebut, misalnya beratnya a grm.

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

toluene. Kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux conndensor.

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

5. Mendinginkannya dan membaca volume air yang tertampung dalam water

trap, trap misalnya = b cc = b grm.

6. Mengeringkan sampel dalam oven selama 15 menit, kemudian

mendinginkannya dalam exicator. Lalu menimbang core kering tersebut,

misalnya = c grm.

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

a−(b+c ) grm=d grm

8. Volume minyak dihitung dengan persamaan:

volumeminyaak= dbj minyak

=ecc ………………….. (3.5)

9. Saturasi minyak dan saturasi air:

So= eVp

Sw= bVp

…………... (3.6)

3.5 HASIL PENGAMATAN

Dari percobaan yang telah kami lakukan, diperoleh data sebagai berikut :

Tabel 3.1 Hasil Pengamatan Pengukuran Saturasi Fluida

No Volume fluida

(ml)

Massa

(gr)

Volume

(ml)

Rho ρ

gr /cm3

So Sw

1 Picnometer kosong 15,65 - - - -

2 Picnometer + kerosin 35,59 - - - -

3 Kerosin 19,94 25 0,7976 - -

4 Core Kering (c) 100,7 - - - -

5 Core yang dijenuhi (a) 110,11 - - - -

6 Vol pori batuan (vp) - 9,876 - - -

7 Minyak hasil destilasi 1,834 2,3 0,7976 0,23 -

44

8 Air hasil destilasi (b) 7,11 7,11 1,00 - 0,77

9 Air pada water trap 7,576 7,576 - - -

3.6 PERHITUNGAN

a. Massa Picnometer Kosong = 15, 65 gr

Massa Picnometer + Kerosin = 35, 59 gr

Massa Kerosin = 35, 59 – 15, 65 = 19, 94 gr

Volume Picnometer = 25 ml

b. Massa core yang dijenuhi kerosin = 110, 11 gr , misal ( a )

Massa core kering = 100,7 gr , misal ( c )

Massa fluida dalam core = 9, 41 gr , misal ( vf )

Volume / massa air hasil destilasi = 7, 11 gr = 7, 11 ml , misal ( b )

Volume oil hasil destilasi = 2,3 ml , misal ( e )

Massa oil = ν ∙ ρ=2 , 3ml x 0 ,7976 gr /ml = 1, 834 gr ( d )

Massa / volume air pada water trap = vf – d

= 9, 41 – 1, 834

= 7, 576 gr = 7, 576 ml

Vp = ( Volume pori batuan ) = e + volume air pada water trap

= 2, 3 + 7, 576

= 9, 876 ml

So = ev p

= 2,3 ml

9 ,876 ml = 0,23

Sw = Volumeair pada water trap

v f =

7 ,576 ml9 ,876 ml = 0,77

Jadi Sw + So = 1

0,77 + 0,23 = 1 , Terbukti dengan hasil penjumlahan adalah 1

3.7 PEMBAHASAN

Percobaan yang kita lakukan adalah pengukuran saturasi fluida yang terdiri

dari :

45

c. Saturasi Gas (Sg)

d. Saturasi Air (Sw)

e. Saturasi Minyak (So)

Percobaan ini bertujuan untuk menentukan jumlah cadangan minyak,

mengetahui batas antara air dan minyak dan mengetahui ketinggian air dan

minyak. Dari percobaan yang telah dilakukan, sampel core buatan yang digunakan

dalam percobaan adalah core buatan yang sudah dijenuhi oleh kerosin ± 1 hari.

Sebelum core dimasukkan ke dalam labu destilat, labu diisi sedikit dengan air

agar saat labu dipanaskan akan terjadi penguapan yang akan mendorong minyak

terangkat menuju water and oil trap.

Air yang tertampung di dalam water trap bukan jumlah saturasi airnya

dikarenakan air tersebut adalah hasil penguapan dari air yang kita tambahkan

sedikit ke dalam labu destilat.

Air memiliki titik didih 100 oC, sedangkan titik didih minyak adalah 150 oC -

300 oC. Hal ini dikarenakan kerosin mempunyai berat jenis yang lebih kecil dari

air sehingga dalam pencapaian titik didihnya lebih lama.

Selama percobaan berlangsung, ada kondisi dimana tekanan reservoir lebih

besar dari tekanan gelembungnya, P > Pb. Kondisi ini berupa fasa cair,

So + Sw = 1, yang disebut dengan kondisi undersaturated. Namun, disaat

penurunan tekanan terjadi, dimana tekanan reservoir sama nilainya dengan

tekanan gelembung, P = Pb. Hal ini menyebabkan komponen – komponen yang

mudah mnguap terbebaskan, sehingga So + Sw + Sg = 1 yang disebut dengan

kondisi saturated.

46

Percobaan dikatakan berhasil apabila berat minyak yang di dapat tidaklah

minus (-) yang nilainya kita dapatkan dengan rumus : Berat minyak = a – ( b + c ).

3.7 DISCUSSION

Experiment we did there was measurement of fluid saturation, consist of :

1. Gas Saturation (Sg)

2. Water Saturation (Sw)

3. Oil Saturation (So)

This experiment porpose to determine of oil reserves, knowing the boundary

between water and oil and to know the high of the water and oil. From the

experiment that have been done, we used artificial core that have been saturated

by kerosene approximately 1 day.

Before entering core into destilate flask, flask was filled with water so that

when the flask was heated will occur evaporation that will push oil lifted toward

the water and oil trap. The water collected in the water trap is not the amount of

water saturation due to evaporation of water is that we add a little water to the

distilate flask.

Water have a boiling point of 100 oC while kerosene boiling point is

150 oC - 300 oC, because the kerosene has a greater specific than water, so the

achievement of longer boiling point.

47

During the experiment, there are condition where the reservoir pressure

greater than the pressure of the bubble, P > Pb. Condition in the form of a liquid

phase, So + Sw = 1 is called the undersaturated. However, when the pressure drop

occurred, where the reservoir pressure is worth a bubble pressure, P = Pb. This

was because the components of volatile liberated, So + Sw + Sg = 1, is called the

saturated.

The experiment was successful when the heavy oil is not obtained minus (-)

of the value, we got the formula, Heavy oil : a – ( b + c ).

3.8 KESIMPULAN

Dari percobaan yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa :

1. Percobaan dikatakan berhasil apabila berat minyak yang didapat tidaklah

minus (-) yang nilainya didapatkan dengan rumus, berat minyak :

a – ( b + c ).

2. Dari percobaan, kita dapat menentukan jumlah cadangan minyak dari

jumlah kandungan air yang terdapat dalam suatu batuan, sehingga kita

dapat menentukan apakah sumur tersebut layak diproduksi atau tidak.

3. Setiap jenis batuan yang berbeda memiliki saturasi yang berbeda pula.

48

4. Aplikasi pengukuran saturasi dilapangan, untuk menghitung cadangan

yang ada pada reservoir. Semakin besar nilai So maka semakin besar

jumlah cadangan minyak direservoir. Tentu saja akan mengoptimalkan

produksi.

3.9 TUGAS

1. Jelaskan definisi dari saturasi ?

Jawab : Volume pori-pori batuan yang terisi atau perbandingan antara volume

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

2. Apakah yang dimaksud dengan Swi, Swirr, dan Sor ?

Jawab :

Swi adalah saturasi air tersisa yakni fluida /volume fluida yang tidak dapat

dikeluarkan dari dalam reservoir, sehingga meninggalkan saturasi air yang

tersisa.

Swirr adalah saturasi air tersisa (irreducible) yang tidak dapat lagi

diangkat/diambil dari reservoir, disebabkan adanya saturasi minimum fluida.

Sor adalah saturasi minyak yang tersisa dalam reservoir.

3. Buatlah grafik drainage dan imbibisi ! Jelaskan !

Jawab :

49

Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fluida pembasah (water)

meningkat sedangkan saturasi non wetting (oil) menurun.

Drainage adalah proses kebalikan dari imbibisi, dimana saturasi fasa pembasah

menurun dan saturasi fasa non wtting meningkat.

4. Buatlah grafik permeabilitas relative vs saturasi pada saat oil wet dan water

wet!

(a) (b)

(a) Permeabilitas relative vs saturasi saat ater wet, (b) Permeabilitas

relative vs saturasi saat oil wet

PERCOBAAN IV(EXPERIMENT IV)

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASIDALAM LARUTAN ASAM

(DETERMINATION OF SOLUBILITY FORMATION SAMPLEIN ACID SOLUTION)

4.1 TUGAS

1. Menentukan daya larut asam terhadap sampel batuan dengan menggunakan

metode gravimetric, sehingga dapat diperoleh informasi atau data penting

sebelum melakukan stimulasi.

50

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

3. Penentuan % Solubility.

4.2 DASAR TEORI

Salah satu cara stimulasi yang digunakan adalah pengasaman, dengan

menginjeksikan dalam reservoir untuk mendapatkan harga permeabilitas dan

porositas yang lebih besar atau lebih komersial disuatu lapangan minyak.

Asam yang digunakan adalah asam klorida 15% yang bereaksi dengan

batuan karbonat sesuai dengan persamaan :

CaCO3 + 2H2O CaCl2 + H2O + CO2

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman, harus dilakukan dengan

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

dan fluida stimulasi. Sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut

dapat digunakan untuk merencakan operasi stimulai dengan tepat. Sehingga pada

gilirannya dapat diperoleh penambahan produktifitas formasi yang diharapkan.

Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap

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

menentukan reaktifitas formasi dengan asam.

Metode pengasaman (acidizing) dapat dibedakan menjadi tiga macam,

yaitu:

1. Matrix Acidizing

2. Fracturing Acidizing

3. Acidizing Wash

Hydraulic Fracturing adalah sebuah metoda memecahkan celah yan terbuka

disekitar zona produktif. Fluida fracturing ini dilakukan dengan memasukan gel

ke dalam formasi dengan tekanan yang cukup tinggi untuk memecah formasi.

Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan untuk

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

terlarut dalam asam. Acidization ini dilakukan dengan memasukan

51

asam/memompakan asam kedalam sumur agar melarutkan batu gamping untuk

memperbesar permeabilitas.

Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh

perlakuan asam, meskipun demikian sebagian pasir mempunyai kandungan

karbonat yang cukup. Beberapa additive biasanya digunakan dalam pengasaman

hal in berguna untuk mencegah korosi pada

casing dan tubing.

Selain menambah produktifitas, pekerjaan

stimulasi juga diperlukan untuk mengatsi kerusakan

formasi. Kerusakan formasi yang disebabkan

oleh masuknya fluida atau solid asing pada bagian

terbuka, yang terbatas dengan lubang sumur

yang akan menyebabkan menurunnya harga permeabilitas.

.

4.3 ALAT DAN BAHAN

4.3.1 Alat-alat yang digunakan pada percobaan ini adalah:

1. Mortar dan Pestle.

2. Timbangan.

3. Corong dan Pinset.

4. Kertas Saring.

5. Erlenmeyer.

4.3.2 Bahan-bahan yang dipergunakan pada percobaan ini adalah:

1. Aquadest

2. HCl 15%

3. Core Karbonat

Gambar Alat :

52

Mortar Corong Labu erlenmeyer

Timbangan Gelas Kimia Core

Gambar 4.1. Peralatan Percobaan Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi dalam

Larutan Asam

4.4 PROSEDUR PERCOBAAN

1. Mengekstraksi core dengan toluena pada soxhlet apparatus, kemudian

dikeringkan pada oven 105 C (220 F)

2. Menghancurkan sample kering pada mortar hingga dapat lolos pada ASTM

100 Mesh.

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

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

sehingga CO2 terbebaskan semua.

4. Setelah reaksi selesai tuangkan sample residu plus larutan dalam Erlenmeyer

pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sample dengan aquades sedemikian rupa

hingga air filtrat setelah ditetesi larutan mehtyl orange tidak nampak reaksi

asam (sampai warna kemerah-merahan).

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

(220 F), kemudian dinginkan dan akhirnya timbang

6. Menghitung kelarutan sebagian % berat dari material yang larut di HCl 15%

53

Solubility % berat : W−w

W x 100 %

Dimana : W = berat sample, gr

w = berat residu, gr

4.5 HASIL PENGAMATAN

Dari percobaan yang telah kami lakukan, diperoleh data sebagai berikut:

Tabel 5.1 Hasil Pengamatan Percobaan Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi

dalam Larutan Asam

No. Nama SampleBerat Sampel

(gram)

Volum Filtrat

(ml)

% Solubility

(%)

1Batuan Karbonat

( 98,60 gr )20 145 61,50

2Batuan Pasir

( 101,01 gr )20 270 32,85

Keterangan Tambahan:

- Massa residu batuan karbonat = 7,70 gr

- Massa residu batuan pasir = 13,43 gr

4.6 PERHITUNGAN

A. Massa mangkuk kosong batuan karbonat = 98,60 gr, missal ( w )

Massa mangkuk kosong batuan pasir = 101,01 gr, misal ( z )

Massa batuan karbonat = 20 gr

Massa batuan pasir = 20 gr

B. Volume filtrate pada batuan karbonat = 145 ml

( Hingga warna kemerah-merahan hilang )

Volume filtrate pada batuan pasir = 270 ml

( Hingga warna kemerah-merahan hilang )

C. Massa mangkuk + residu batuan reservoir = 106,30 gr, misal ( y )

54

Massa mangkuk + residu batuan pasir = 114, 44 gr, misal ( x )

Massa residu batuan karbonat = ( y ) – ( w )

= 106,30 gr – 98,60 gr

= 7,70 gr

Massa residu batuan pasir = ( x ) – ( z )

= 114,44 gr – 101,01 gr

= 13,43 gr

D. Dik : W1 = 20 gr, ( Batuan Karbonat )

W2 = 20 gr, ( Batuan Pasir )

w1 = 7,70 gr, ( Residu Batuan Karbonat )

w2 = 13,43 gr, ( Residu Batuan Pasir )

Dit : 1. Solubility % berat batuan karbonat = …?

2. Solubility % berat batuan pasir = …?

Jawab :

1. Solubility % berat batuan karbonat =

= W 1−w1

W 1 x 100 %

= ber at sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 20 gram−7,70 gram

20 gram x 100 %

= 61,50 %

2. Solubility % berat batuan pasir :

= W 2−w2

W 2 x 100 %

= berat sample−berat res idu

berat sample x 100 %

= 20 gram−13,43 gram

20 gram x 100 %

= 32,85 %

E. Hitung solubility % berat batuan karbonat berikut :

Dik : W1 = 30 gr

55

W2 = 20 gr

W3 = 15 gr

w1 = 2,38 gr

w2 = 4,46 gr

w3 = 7,89 gr

Dit : Solubility % berat pada masing-masing sampel = …?

Jawab :

a. Solubility % berat pada sampel 1

= W 1−w1

W 1 x 100 %

= berat sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 30 gram−2,38 gram

30 gram x 100 %

= 92,06 %

b. Solubility % berat pada sampel 2

= W 2−w2

W 2 x 100 %

= berat sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 20 gram – 4,46 gram

20 gram x 100 %

= 77,7 %

c. Solubility % berat pada sampel 3

= W 3−w3

W 3 x 100 %

= berat sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 15 gram – 7,89 gram

15 gram x 100 %

= 47,4 %

F. Hitung solubility % berat batuan pasir berikut :

56

Dik : W1 = 20 gr

W2 = 15 gr

W3 = 5 gr

w1 = 8,79 gr

w2 = 12,56 gr

w3 = 4,47 gr

Dit : Solubility % berat pada masing-masing sampel = …?

Jawab :

a. Solubility % berat pada sampel 1

= W 1−w1

W 1 x 100 %

= berat sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 20 gram – 8,79 gram

20 gram x 100 %

= 56,05 %

b. Solubility % berat pada sampel 2

= W 2−w2

W 2 x 100 %

= berat sample−berat resid u

berat sample x 100 %

= 15 gram – 12,56 gram

15 gram x 100 %

= 16,26 %

c. Solubility % berat pada sampel 3

= W 3−w3

W 3 x 100 %

= berat sample−berat residu

berat sample x 100 %

= 5 gram – 4,47gram

5gram x 100 %

= 10,6 %

57

4.7 PEMBAHASAN

Dari percobaan yang kami lakukan, kami menggunakan dua buah sampel

batuan yaitu batuan karbonat dan pasir. Batuan pasir digunakan sebagai

pembanding agar kita dapat melihat perbedaan diantara keduanya, dengan mtode

yang digunakan yaitu metode acidizing/pengasaman.

Didalam lapisan formasi terdapat bagian impermeabel (sulit dilalui oleh

fluida) dan permeable (mudah dilalui oleh fluida). Proses acidizing dilakukan

pada kedua bagian tersebut. Kita menstimulasikan asam kedalam formasi karna

terbentuknya scale dan skin yang dapat menurunkan harga permeabilitas.

Stimulasi dilakukan untuk memberikan rangsangan agar memperbaiki

kerusakan pada formasi, setelah asam diinjeksikan melalui pipa, asam yang

sampai pada batuan karbonat atau bagian permeabel berfungsi untuk memperbesar

permeabilitas, setelah gas yang terdapat dalam formasi terbebaskan seluruhnya

maka pori-pori yang kosong pada batuan tersebut akan diisi oleh minyak.

Dari hasil percobaan diperoleh data bahwa massa residu pasir lebih besar

yaitu 13,43 gr dibandingkan dengan massa residu karbonat sebesar 7,70 gr dan

kadar larut batuan pasir lebih kecil yaitu 32,85% dibandingkan dengan kadar larut

batuan karbonat sebesar 61,50%.

Metode pengasaman (acidizing) yang kita lakukan ini dinamakan matrix

acidizing. Ada dua metode pengasaman lainnya yaitu fracturing acidizing dan

acidizing wash.

1. Metode fracturing acidizing

Untuk metode fracturing acidizing, metode ini sama dengan matrix

acidizing hanya berbeda pada tekanan injeksinya yang lebih besar dari tekanan

rekah formasi. Metode ini memecah celah yang terbuka disekitar zona produktif.

Metode ini dilakukan dengan memasukkan gel kedalam formasi dengan tekanan

yang cukup tinggi untuk memecah formasi.

2, Metode acidizing wash

Metode yang ketiga adalah acidizing wash, metode ini prinsipnya

menginjeksikan asam untuk melarutkan scale didalam pompa bawah permukaan.

Acidizing wash dapat dilakukan dengan cara konvensional yaitu memompakan

58

acid sistem yang ditempatkan didepan scale kemudian direndam selama 1-2 jam,

selain itu dapat juga dengan menggunakan peralatan jetting tool.

Asam dipompakan ke dalam sumur melewati tubing dan annulus, larutan

asam direndam beberapa jam dan pompa bawah permukaan dalam kondisi mati,

kemudian pompa bawah permukaan dijalankan kembali setelah 1-2 jam. Larutan

asamnya yaitu campuran dari 10% HCl dengan surfaktan dan additives (emulsion

breaker, iron control agent, corrosion inhibitor dan scale inhibitor).

4.7 DISCUSSION

From the experiment we did, we used two of rock samples it was carbonate

and sand rock. Sandstone usd as a comparison, in order to see the difference

between the both. Here, we used acidizing method.

In the rock formation, there is an impermeable and permeable formation.

Acidizing process conducted in the two parts. We stimulate the formation by the

acid, because in the formation was formed skin and scale, it can make the

permeability of rock down.

Stimulation was conducted to provide stimulus to minimize the demage of

formation, after the acid was injected through the pipe. The acid of the carbonate

rocks have a function to increase the permeability. After all of the gas liberated

and the pores were empty, the rock will be filled by oil.

From the result of experiment, we got some data that the weight of sand

residual was larger, it was 13,43 grams. If we compare with the weight of

carbonate residue, it was 7,70 grams. And solubility of sandstone was lower, it

was 32,85 %, if we compared with the solubility of carbonate. It was 61,50%.

Acidizing method we do is called the matrix acidizing. There are two

methods of acidification, acidizing fracturing and wash acidizing.

For acidizing fracturing method, the method is the same as matrix acidizing.

The difference was only in the injection pressure greater than the fracturing

pressure of the formation. This method breaks the space around the productive

zone. This method was done by inserting the gel into the formation in the high

pressure to break formation.

59

The third method is wash acidizing. This method principle is inject the acid

to dissolve scale in the subsurface pump. Wash acidizing can be done by

conventional acid pump system that is placed in front of the scale and then soaked

for 1-2 hours. Besides that it can use jetting tool.

The acid is pumped into the well through tubing and annulus, acid solution

soaked a few hours and subsurface pump is off, then the subsurface pump run

again after 1-2 hours. The acid solution is a mixture of 10% HCl with surfactan

and additives (emulsion breaker, iron control agent, corrosion inhibitor and scale

inhibitor).

4.8 KESIMPULAN

1Larutan asam tidak sepenuhnya dapat melarutkan batuan pasir, hanya

sebagian kecil dari batuan pasir tersebut. Terbukti bahwa kadar larut/solubility

batuan karbonat lebih besar dibandingkan dengan batuan pasir sehingga lebih

banyak pori-pori kosong pada batuan karbonat dari pada batuan pasir. Oleh karena

itu minyak lebih banyak mengisi pori-pori kosong pada batuan karbonat.

Massa residu batuan pasir lebih besar dibandingkan dengan batuan

karbonat. Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipngaruhi oleh

perlakuan asam, meskipun demikian batuan pasir juga dapat dipengaruhi oleh

asam tetapi hanya sedikit.

1. Larutan asam memperbesar permeabilitas dan memberikan ruang untuk

minyak masuk kedalam pori-pori batuan setelah gas terbebaskan

seluruhnya.

2. Proses stimulasi memberikan rangsangan dan berdampak positif pada

formasi yaitu memperkecil kerusakan pada formasi.

4.9 TUGAS

1. Apa yang dimaksud dengan pengasaman / acidizing ?

Jawab : Pengasaman atau acidizing adalah cara stimulasi yang digunakan untuk

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

terlarut dalam asam. Acidizing ini dilakukan dengan memasukkan asam atau

60

memompakan asam ke dalam sumur agar mlarutkan batu gamping untuk

memperbesar permeabilitas.

2. Jelaskan 3 metode pengasaman/acidizing yang anda ketahui ?

Jawab :

a. Matrix Acidizing

Merupakan metode yang paling umum dilakukan untuk meningkatkan

permeabilitas di sekitar lubang bor yang mengalami kerusakan formasi yang

disebabkan oleh scale dan skin. Metode ini menginjeksikan asam dengan tekanan

alir dibawah tekanan rekah formasi. Tujuannya untuk mendapatkan penetrasi

radial yang uniform dari asam kedalam formasi. Kenaikan permeabilitas terjadi

karena membesarnya pori-pori batuan atau larutnya butir-butir pembuntu yang

terkena asam.

b. Fracturing acidizing

Metode ini sama dengan matrix acidizing hanya berbeda pada tekanan

injeksinya lebih besar dari tekanan rekah formasi.

c. Wash Acidizing

Metode ini prinsipnya menginjeksikan asam untuk melarutkan scale.

3. Jelaskan apa itu scale ? Bagaimana cara penanggulangannya !

Jawab : Scale adalah hasil pengendapan mineral, pasir dari air formasi yang ikut

terproduksi bersama dengan minyak dan gas, kemudian endapan tersebut akan

menempel pada dinding pipa dan apabila tidak ditanggulangi akan mengakibatkan

terjadinya penurunan produksi minyak. Contoh scale dan reaksi kimia berikut :

Ca+2+2 ( HCO2 ) CaC O3+C O2+H 2O

Cara penanggulangannya dapat dilakukan dengan beberapa metode, tetapi yang

paling banyak dilakukan adalah injeksi scale inhibitor dan pengasaman/acidizing.

d. Injeksi Scale Inhibitor

Adalah cara penanggulangan dengan menginjeksikan inhibitor yang sesuai

dengan jenis scale yang ada. Jenis scale inhibitor antara lain CAS (Chelating

Agent Solution), Threatment dan EDTA (Ethilyene Diamine Tetra Acetic Acid).

e. Pengasaman / Acidizing

61

Adalah cara penanggulangan scale dengan menginjeksikan asam untuk

melarutkan scale yang terbentuk. Macam-macam metode pengasaman adalah :

Matrix Acidizing, Fracturing Acidizing, dan Acidizing Wash.

4. Jelaskan apa itu skin ? Bagaimana cara penanggulangannya !

Jawab : Skin adalah kerusakan formasi yang mengakibatkan berkurangnya

permeabilitas dan porositas biasanya dari pasir air formasi. Cara

penanggulangannya dapat dilakukan dengan menstimulasikan asam pada formasi.

Stimulasi dilakukan untuk memberikan rangsangan agar memperbaiki kerusakan

pada formasi.

PERCOBAAN V(EXPERIMENT V)

SIEVE ANALYSIS

5.1 TUJUAN PERCOBAAN

Untuk menentukan besarnya coring coefisien dan menentukan baik

buruknya sortasi batuan pasir reservoir.

62

5.2 TEORI DASAR

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas

(unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi

kompak (consolidated) karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut

terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol

dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi.

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

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

rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya.

Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi

penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan

ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan

pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

5.3 ALAT DAN BAHAN

5.3.1 Alat yang digunakan :

1. Torsion balance dan anak timbangan

2. Mortar dan pastle

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

5.3.2 Bahan yang Digunakan

1. Sampel Batuan Reservoir

Gambar Alat :

63

Mortar Sieve Analysis Timbangan Digital

Gambar 5.1Peralatan Percobaan Sieve Analysis

d. PROSEDUR PERCOBAAN

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

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

kedalam mortar digerus menjadi butiran-butiran pasir.

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

benar saling terpisah.

4. Menimbang dengan teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Menyediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat dari bagian

bawahnya.

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

sedangkan sieve diatur dari yang halus diatas mangkok dan yang paling kasar

di puncaknya.

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

sieve yang paling atas, memasang tutup dan mengencangkan penguatnya.

8. Menggoncang selama 30 menit.

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

kemudian menimbang.

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

kemudian menimbang secara kumulatif.

11. Meneruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieve ditimbang

secara kumulatif.

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

tiap-tiap sieve.

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

kedua.

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

cumulative percent retained.

64

15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative percent

retained.

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

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

- Medium diameter pada 50 % = ….. mm

e. HASIL PENGAMATAN

Tabel 6.1 Hasil Pengamatan Percobaan Sieve Analysis

Berat cawan = 101 gr Berat core = 200 gr Berat cawan + core = 301 gr

Sieve

no

Opening diameter

(mm)

Weigh retained

(gram)

Persen

retained

(%)

Cum persen

retained

(%)

4 4, 75 0 0 0

8 2, 36 0, 36 0, 18 0, 18

30 0, 522 73, 26 36, 63 36, 81

50 0, 283 61, 32 30, 66 67, 47

100 0, 147 58. 00 29 96, 47

200 0, 074 7, 06 3, 53 100

Grafik Semilog Antara Opening Diameter vs Cumulative Percent Retained

65

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8-20

0

20

40

60

80

100

120 Cum % Retained vs Opening Diameter

Openig Diameter( mm)

Cum % retained

Grafik 5.1Cum % Retained vs Opening Diameter

Berdasarkan data diatas, grafik antara ukuran sieve dengan presentase

cumulative pada kertas grafik semilog.

Median diameter : D50 ¿ 0.283 mm

Koefesien kekompakan : σ=2.091 mm

Koefisien keseragaman : c ¿2.129 mm

Berdasarkan grafik yang telah dibuat tentukan :

D10 = 2.193 mm

D15 = 1.775 mm

D20 = 1.357 mm

D25 = 0.940 mm

D50 = 0.283 mm

D60 = 0.2558 mm

D75 = 0.215 mm

D80 = 0.2014 mm

D90 = 0.1742 mm

D100 = 0.147 mm

Metode yang digunakan :

66

Metode caberly : 4.386 mm

Metode gill : 1.775 mm

Metode Wilson : 2.193 mm

f. PERHITUNGAN

1. Menentukan persen retained (%)

Dik : Weight Retained Sieve No. 4 = 0 gr

No. 8 = 0,36 gr

No. 30 = 73,26 gr

No. 50 = 61,32 gr

No. 100 = 58,00 gr

No. 200 = 7,06 gr

Berat core = 200 gr

Dit : Persen retained (%) masing-masing sieve no = …?

Jawab :

a.) Sieve no. 4

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 0 gr

200 gr x 100 %

= 0 %

b.) Sieve no. 8

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 0,36 gr200 gr

x 100 %

= 0,18 %

c.) Sieve no. 30

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 73,26 gr200 gr

x 100 %

67

= 36,63 %

d.) Sieve no. 50

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 61,32 gr200 gr

x 100 %

= 30,66 %

e.) Sieve no. 100

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 58,00 gr200 gr

x 100 %

= 29 %

f.) Sieve no. 200

Persen retained = Weight Retained

Berat Core x 100%

= 7,06 gr200 gr

x 100 %

= 3,53 %

2. Menentukan Cummulative Persen Retained (%)

a.) Sieve no. 4

Dik : Cummulative persen retained = 0 %, awalnya

Persen retained = 0 %

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained sebelumnya + Persen retained

= 0 % + 0 %

= 0 %

b.) Sieve no. 8

Dik : Cummulative persen retained no. 4 = 0 %

Persen retained = 0,18 %

68

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained no.4 + Persen retained

= 0 % + 0,18 %

= 0,18 %

c.) Sieve no. 30

Dik : Cummulative persen retained no.8 = 0,18 %

Persen retained = 36,63 %

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained no.8 + Persen retained

= 0,18 % + 36,63 %

= 36,81 %

d.) Sieve no. 50

Dik : Cummulative persen retained no.30 = 36,81 %

Persen retained = 30,66 %

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained no.30 + Persen retained

= 36,81 % + 30,66 %

= 67,47 %

e.) Sieve no. 100

Dik : Cummulative persen retained no.50 = 67,47 %

Persen retained = 29,00 %

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained no.50 + Persen retained

= 67,47 % + 29,00 %

= 96,47 %

f.) Sieve no. 200

Dik : Cummulative persen retained no.100 = 96,47 %

69

Persen retained = 3,53 %

Dit : Cummulative persen retained = …?

Jawab :

Cum persen retained = Cum persen retained no.100 + Persen retained

= 96,47 % + 3,53 %

= 100 %

3. Opening Diameter

x = Untuk setiap kenaikan 11

x = OD 8 – OD 30 ( untuk mencari OD = 10, 15, 20, 25 )

x = OD8 – OD 30

2

x = 2,36 mm –0,522 mm

2

x = 0,919 mm

a. Sieve 10 = OD 8 – ( 211

∙ x¿

( OD 10 ) = 2,36 mm – ( 211

∙ 0,919 mm )

= 2,193 mm

b. Sieve 15 = OD 8 – ( 711

∙ x¿

( OD 15 ) = 2,36 mm – ( 711

∙ 0,919 mm )

= 1,775 mm

c. Sieve 20 = OD 8 – ( 1211

∙ x ¿

( OD 20 ) = 2,36 mm – ( 1211

∙ 0,919 mm )

= 1,357 mm

70

d. Sieve 25 = OD 8 – ( 1711

∙ x¿

(OD 25 ) = 2,36 mm – ( 1711

∙ 0,919 mm )

= 0,94 mm

x = Untuk setiap kenaikan 10

x = OD 50 – OD 100 ( untuk mencari OD = 60, 75, 80, 90 )

x = OD50 – OD100

5

x = 0,283 mm – 0,147 mm

5

x = 0,0272 mm

a. Sieve 60 = OD 50 – x

( OD 60 ) = 0,283 mm – 0,0272 mm

= 0, 2558 mm

b. Sieve 75 = OD 50 – ( 2,5 ∙ x¿

( OD 75 ) = 0,283 mm – ( 2,5 ∙ 0,0272 mm¿

= 0, 215 mm

c. Sieve 80 = OD 50 – ( 3 ∙ x¿

( OD 80 ) = 0,283 mm – ( 3 ∙ 0,0272 mm¿

= 0, 2014 mm

d. Sieve 90 = OD 50 – ( 4 ∙ x¿

( OD 90 ) = 0,283 mm – ( 4 ∙ 0,0272 mm¿

= 0, 1742 mm

6.7.4 Median Diameter

D 50 = 0,283 mm

71

6.7.5 Koefisien Kekompakan

δ=√ D 25D75

= √ 0,94 mm0,215 mm

= 2,091 mm

6.7.6 Koefisien Keseragaman

C = D 40D 90

= 0,371 mm

0,1742 mm

= 2,129 mm

6.7.7 Metode yang digunakan

a. Metode Coberly : W = 2 x D 10

= 2 x 2,193 mm

= 4, 386 mm

b. Metode Gill : W = D 15

= 1,775 mm

c. Metode Wilson : W = D 10

= 2, 193 mm

g. PEMBAHASAN

Percobaan sieve analysis, bertujuan untuk menentukan besarnya coring

koefisien dan menentukan baik-buruknya sortasi batuan pasir reservoir. Pada saat

percobaan, sieve telah memiliki nomor yang menandakan bahwa saringan pada

setiap sieve memiliki ukuran yang berbeda, mulai dari diameter lubang saringan

yang besar di bagian atas dan terus ke bawah diameter lubang saringan semakin

kecil dengan Tyler Sieve ASTM : 4, 8, 30, 50, 100 dan 200.

Pasir yang kasar dan memiliki ukuran besar akan tersaring, sehingga hanya

pasir yang memiliki ukuran kecil yang dapat lolos mlewati setiap sieve. Setelah

sieve digoncang-goncangkan selama beberapa menit, kita mulai menghitung berat

pasir yang tertinggal pada setiap sieve.

72

Didalam dunia perminyakan, terjadinya kepasiran dapat berdampak buruk

dan mengakibatkan beberapa kerugian, yaitu :

1. Penurunan produksi memberikan efek sumbatan di pori-pori dan perforasi.

2. Pasir yang ikut terproduksi dari reservoir terkumpul didasar lubang sumur

sehingga menyebabkan sumur mati.

3. Menyebabkan kerusakan pada pipa (pengikisan pipa).

Penyebab terjadinya kepasiran antara lain :

a. Penurunan kekuatan formasi

b. Penurunan tekanan formasi

c. Tingginya kapasitas produksi

d. Tingginya saturasi air

Adapun metode yang digunakan untuk mengatasi masalah kepasiran adalah

metode gravel pack. Metode ini digunakan untuk menanggulangi kepasiran yang

masuk ke dalam sumur dengan memasang krikil (gravel) di depan formasi

produktif dengan cara diinjeksikan, dimana gravel-gravel tersebut dapat menahan

butiran yang lepas dan berlaku sebagai penyaring.

Pada dasarnya gravel pack dapat dikelompokkan menjadi 2, antara lain :

1. Open Hole Gravel Pack (OHGP)

Yaitu gravel pack yang ditempatkan di antara saringan dengan dinding bor

pada formasi produktif.

2. Inside Gravel Pack (IGP)

Yaitu gravel pack yang ditempatkan antara casing diperforasi dengan pipa

saringan.

Selain metode gravel pack, digunakan juga metode lain untuk mengatasi

masalah kepasiran, yaitu :

e. Metode Analisa Log

Yaitu mengenali kekuatan relatif dari tiap lapisan pasir.

f. Metode Identifikasi Sand

Yaitu mengidentifikasi batuan tersebut dengan cara mengambil sampel batuan

dan diuji di laboratorium apakah batuan tersebut termasuk ke dalam consolidated

atau unconsolidated.

73

4.10 DISCUSSION

Sieve analysis experiment, purpose to determine the amount of coring

coefficients and determine the good or bad sorting sandstone reservoir. At the

time of the research, sieve has had the number indicates that the filter on each

sieve has different sizes, start from large sieve hole diametre at the top and

continue down to the small hole diametre sieve with Tyler Sieve ASTM : 4, 8, 30,

50, 100 and 200.

Coarse sand and large size will be filtered, so that only the sand that has a

small size that can pass through each sieve. After the sieve in a shake for a few

minutes, we started to calculate the wight of the sand was left on each sieve.

In the world of oil this problem can give bad effect and cause some

disadvantage, those are :

1. The decline in production, because the blockage effect in the pore perporation.

2. The sand in produced from the reservoir join in the bottom of the wellbore,

causing the well die.

3. Damage to the pipe (pipe erotion).

This problem was caused because, include :

1. Decrease force formation

2. Pressure drop formation

3. The produce capacity is high

4. The high water saturation

The method used to solve this problem is Gravel Pack Method. This method is

used to overcome this problem taken into wells by installing gravel in front of the

productive formation by injected, where the gravel can hold loose granules and

acts as filter.

Basically, gravel pack can be grouped into to, among others :

1. Open Hole Gravel Pack (OHGP)

The Gravel filter pack is placed between the wall drill the productive

production.

2. Inside Gravel Pack (IGP)

That gravel pack placed between the casing pipe is perforated with a sieve.

74

Besides the gravel pack method, also used other methods to solve the problem,

there are :

1. Log Analysis Method

To know the relative strength of each layer of sand.

2. Sand Identification Method

That rock was identified by taking a sample matrix and tested in laboratory

whether the rock is include into the consolidated or unconsolidated.

4.11 KESIMPULAN

Dari percobaan yang telah dilakukan dapat disimpulkan bahwa :

1. Masalah kepasiran harus cepat di tanggulangi karena dapat mengakibatkan

berbagai masalah, diantaranya yaitu kerusakan pada pipa sehingga

menimbulkan kerugian secara materi.

2. Metode yang dapat digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran,

yaitu :

a. Metode Gravel Pack

b. Metode Analisa Log

c. Metode Identifikasi sand

3. Beberapa penyebab terjadinya kepasiran, yaitu :

a. Penurunan kekuatan formasi

b. Penurunan tekanan formasi

c. Tingginya saturasi air

d. Tingginya kapasitas produksi

4.12 TUGAS

1. Jelaskan metode apa saja yang digunakan untuk mengatasi masalah kepasiran !

a. Metode Gravel Pack

Yaitu metode yang digunakan untuk menanggulangi kepasiran yang masuk ke

dalam sumur mengontrol pasir lepas dengan menginjeksikan gravel-gravel

sebagai pnyaring.

75

Jenis gravel pack ada dua, yaitu :

1. Open Hole Gravel Pack (OHGP)

2. Inside Gravel Pack (IGP)

b. Screen Linear

Yaitu metode yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran yang

masuk ke dalam sumur dengan memasang krikil (gravel) di depan formasi yang

dapat menahan pasir yang lepas.

c. Analisa Log

Yaitu metode yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran dengan

mengenali kekuatan relative dari tiap lapisan pasir.

d. Metode Identifikasi Sand

Yaitu metode yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran dengan

cara mengambil sampel batuan untuk di uji di laboratorium apakah batuan

tersebut termasuk ke dalam consolidated atau unconsolidated.

2. Jelaskan asal pasir yang ikut terproduksi dan dampaknya !

Jawab : Pasir berasal dari batuan sedimen, salah satunya yaitu batuan sandstone

yang terkikis karena air serta memiliki sementasi (ikatan antara butiran satu

dengan butiran lainnya) dan kompaksi (kekompakan antara butiran batuan) yang

kecil.

Masalah kepasiran memiliki dampak yang besar apabila tidak segera

ditanggulangi yang dapat menyebabkan kerugian di bidang materi diantaranya

yaitu terjadi pengikisan pipa yang dapat merusak pipa dan penyumbatan pada alat

produksi.

76

KESIMPULAN(CONCLUSION)

1. Kesimpulan UmumDari seluruh percobaan yang dilakukan pada praktikum Analisa Inti Batuan

Reservoir ini dapat ditarik kesimpulan umum yaitu :

1. Praktikum ini bertujuan untuk menentukan secara langsung informasi

mengenai sifat-sifat fisik batuan reservoir yang sangat dipengaruhi oleh

komposisi, matrik batuan.

2. Praktikum ini memberikan informasi-informasi mengenai sifat fisik batuan

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

sample formasi dalam lariutan asam dan sieve analisis.

3. Pada pengukuran porositas bertujuan mengetahui besarnya pori dalam batuan

sehingga kita dapat mengetahui cadangan dalam batuan reservoir dan pada

tahap exsplorasi digunakan untuk komplesi sumur.

4. Pengukuran permebilitas bertujuan untuk mengetahui kemampuan suatu

batuan dalam meloloskan fluida. Sehingga kita dapat mengetahui baik dan

buruknya permeabilitas dan jumlah cadangan minyak yang terproduksikan.

Bila permeabilitas baik, dipastikan porositas bernilai besar dan saling

berhubungan.

5. Pengukuran saturasi fluida bertujuan untuk memperkirakan besarnya

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

saturasi fluida ini dapat mengetahui kondisi reservoir yang meliputi kondisi

saturated dan undersaturated.

6. Penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam dapat

meningkatkan nilai permeabilitas yang lebih bernilai ekonomis dan komersial

dengan melakukan stimulasi (pengerjaan ulang sumur) dengan pengasaman

yaitu menginjeksikan asam ke reservoir (acidizing).

7. Sieve analisis menentukan besarnya coring coefisien dan juga baik buruknya

sortasi pasir reservoir. Dengan terproduksinya pasir bersamaan fluida tentu

saja akan menghambat jumlah produksi dan menimbulkan kerusakan. Dan

77

tahapan dalam menanggulangi ikut terproduksi nya pasir yaitu dengan screen

liner dan gravel packing.

2. SARANa. Kepada para pembaca laporan Analisa Inti Batuan ini, saya harapkan agar

memberikan komentar dan saran.

b. Saran dan kritikan dari pembaca berguna untuk mengetaui kekurangan pada

laporan resmi analisa fluida reservoir ini baik dari segi penulisan ataupun

segi isinya demi kesempurnaan laporan ini. Dan laporan ini dapat

bermanfaat bagi siapapun yang membacanya.

Pekanbaru, Januari 2013

(Iben Saptoyoso)

093210241

78