Laporan Aib Fix Nmo

BAB I

PAGE 43

BAB IPENDAHULUAN

Pada dasarnya semua batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asalkan mempunyai porositas dan permeabilitas yang cukup, namun kenyataannya hanya batuan sedimen yang banyak di jumpai sebagai batuan reservoir. Untuk mendapatkan sifat-sifat fisik batuan reservoir tersebut dapat dilakukan dengan coring, analisa coring dan wireline logging. Analisa inti batuan merupakan tahapan analisa contoh batuan formasi di bawah permukaan (disebut dengan core) yang telah diperoleh. Tujuan dari analisa inti batuan adalah untuk menentukan secara langsung informasi tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama pemboran. Dan studi dari data analisa inti batuan dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan untuk mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikannya hidrokarbon dari suatu sumur, dan tahap eksploitasi dari suatu reservoir dapat digunakan untuk pegangan melaksanakan well completion dan merupakan suatu informasi penting untuk melaksanakan proyek secondary dan tertiary recovery.

Prosedur analisa inti batuan terdiri atas dua pembagian, yaitu :

1. Analisa Inti Batuan RutinAnalisa inti batuan rutin umumnya berkisar tentang pengukuran porositas, permeabilitas absolute dan saturasi fluida.

2.Analisa Inti Batuan Spesial

Analisa inti batuan spesial dikelompokkan menjadi dua, yaitu :

a) 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 petrography.b) Pengukuran pada kondisi dinamis, meliputi permeabilitas relative, thermal recovery, gas residual, water flood evaluation, liquid permeability (evaluasi completion, work over dan injection fluid seperti surfactant dan polymer).

BAB II

PENGUKURAN POROSITAS

2.1 TUJUAN PERCOBAAN1. Mengetahui pengertian dari porositas.

2. Menghitung volume bulk (Vb), volume grain (Vg) dan volume pori (Vp ) dengan cara Menimbang.3. Menghitung harga porositas dengan cara menimbang4. Menghitung volume bulk (Vb), dan volume pori (Vp ) dengan cara Menimbang5. Menghitung harga porositas dengan cara menimbang.6. Mengetahui macam-macam porositas.2.2 TEORI DASARPorositas didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari perbandingan antara volume total pori-pori batuan terhadap volume batuan total (bulk volume), dengan simbol . Porositas juga dapat diartikan sebagai suatu ukuran kemampuan suatu pori-pori batuan untuk menyimpan fluida. Porositas batuan reservoir dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain:

1. Susunan Batuan

Susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan2. Distribusi Batuan

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.3. Sementasi

Sementasi pada batuan akan menutup pori-pori batuan tersebut.

4. KompaksiKompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori batuan akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat.5. Ukuran dan bentuk butiranUkuran 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.

Berdasarkan struktur pori, porositas dibagi menjadi Porositas antar butiran (intergranular dan intragranular porosity) dan Porositas rekahan (fracture porosity).

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. Sedangkan Porositas Sekunder adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan (batuan sedimen terbentuk), antara lain akibat aksi pelarutan air tanah atau akibat rekahan.

Berdasarkan komunikasi antar pori, porositas dibagi menjadi 2, yaitu Porositas Absolut dan Porositas Efektif.1. 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 :

atau

atau

Dimana :

Vp = volume pori-pori batuan, cm3Vb = volume bulk (total) batuan, cm3Vg = volume butiran, cm3

= porositas absolute, %2. Porositas Efektif

Porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori-pori yang berhubungan terhadap volume total batuan (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen, jika dirumuskan :

atau

Dimana :

= densitas butiran, gr/cc

= densitas total, gr/cc

= densitas formasi, gr/cc

= porositas efektif, %

Untuk perhitungan digunakan porositas efektif karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Selain menggunakan rumus yang telah dituliskan sebelumnya, porositas efektif juga dapat ditentukan dengan :1. Ekspansi Gas

2. Metode Saturation

Volume pori yang efektif dapat ditentukan dengan metode resaturation :

Berat air dalam ruang pori-pori berat sample yang dijenuhi di udara berat sample kering di udara

Volume air dalam ruang pori-pori

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

3. Mercury Injection Pump

a. Penentuan volume piknometer :

Vol. piknometer kosong

Vol. piknometer + core

b. Penentuan volume bulk batuan :

Vol. bulk batuan

c. Penentuan volume pori :

Vol. pori

vol awal skala vol akhir skala

4. Menimbang

Volume total batuan

Vb =

Volume butiran

Vg =

Volume pori

Vp =

Porositas efektif

=

=

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%.

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=

Porositas=

=

=

= 47,6%Untuk pegangan secara praktis di lapangan, ukuran porositas dengan harga:

Tabel 2.1. Ukuran PorositasPorositas (%)Kualitas

%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 bervariasi, oleh karenanya harga porositas dari suatu lapisan ke lapisan yang lain akan selalu bervariasi.

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 2.1Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywacke

a). Batu pasir b). ShalysandSemakin banyak material pengotor, seperti : silt dan clay yang terdapat dalam batuan akan menyebabkan mengecilnya ukuran pori-pori batuan.2.3 PERALATAN DAN BAHAN2.3.1Peralatan :

1. Timbangan dan Anak timbangan

2. Vacum pump dengan Vacum desikator

3. Beaker glass ceper

4. Porometer2.3.2Bahan : 1. Core (Inti Batuan)

2. Kerosine

2.4 PROSEDUR PERCOBAAN2.4.1Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang1. Core (inti batuan) yang telah diekstrasi selama 3 jam dengan soxlet dan didiamkan selama 24 jam, dikeluarkan dari tabung ekstrasi dan didinginkan beberapa menit, kemudian dikeringkan dalam oven pada temperatur 100-115 oC.

2. Timbang core kering dalam mangkuk, misall berat core kering = W1 gram.

3. Masukkan core kering tersebut kedalam vacuum desikator untuk dihampakan udara ( 1 jam dan saturasikan dengan kerosin.

4. Ambil core yang telah dijenuhi kerosin kemudian timbang dalam kerosin, misal beratnya = W2 gram.

5. Ambil core tersebut (yang masih jenuh dengan kerosin), kemudian timbang di udara, misal beratnya = W3 gram.

6. Perhitungan :

Volume total batuan Vb=

Volume butiran Vg=

Volume pori Vp =

Porositas efektif

=

=

2.4.2 Pengukuran Porositas Dengan Mercury Injection Pump2.4.2.1 Ketentuan Penggunaan Porometer1. Plungger/cylinder dihampa udarakan sebelum memulai pekerjaan.

2. Putar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sejauh mungkin.

3. Pastikan penutup dan valve picnometer dalam keadaan tertutup, dan fill valve dalam keadaan terbuka.

4. Hidupkan pompa vacuum dan lakukan sampai ruang cylinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan matikan pompa vacuum.5. Jika langkah 4 terpenuhi, masukkan Hg dalam flask ke dalam cylinder sampai habis, selanjutnya tutup fill valve dan terakhir matikan vacum.

6. Putar handwheel searah jarum jam sampai pressure gauge menunjukkan suatu harga tertentu.

7. Putar lagi handwheel berlawanan dengan arah jarum jam sampai jarum jam pada pressure gauge menunjukkan angka nol pertama kali.

8. Buka valve dan penutup picnometer, lihat kedudukan mercury, jika kedudukan mercury ada pada cylinder maka ulangi lagi langkah 2 sampai 8.

Jika kedudukan mercury ada pada ruang piknometer, turunkan permukaan mercury sampai pada batas bawah piknometer (jika ada yang menempel pada dinding harus dibersihkan) dengan memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam.

2.4.2.2 Prosedur Penentuan Porositas

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

2. Tutup penutup picnometer dan buka valve piknometer.

3. Atur volume scale 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 dial handwheel (miring kanan), misalnya 30,8 cc.

6. Hitung volume piknometer : (50 30,8) cc = a cc.

7. Kembalikan kedudukan mercury pada keadaan semula dengan memutar handwheel berlawanan dengan arah jarum jam (pada volume scale 50 cc).

8. Buka penutup piknometer dan masukkan core sample. Kemudian tutup lagi piknometer (valve piknometer tetap buka).

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 core sample : (50 38,2) cc = b cc.

11. Hitung volume bulk dari core sample : ( a b ) cc = d cc.

12. Lanjutkan percobaan untuk menentukan volume pori (Vp), yaitu dengan menutup 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 ditunjukkan dial handwheel (miring kiri) setelah pengukuran Vb. Harga tersebut harus diperhitungkan saat mengukur Vp.

13. Putar handwheel searah jarum jam sampai ke kanan pada pressure gauge menunjukkan angka 750 psia.

14. Catat perubahan volume pada pore space scale dan dial handwheel (miring kiri) sebagai volume pori (Vp).

15. Hitung besarnya porositas.

2.5 HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN

2.5.1 Analisa

2.5.1.1Penentuan Porositas Dengan Cara Menimbang1. Berat core kering di udara (W1) = 43,3 gr

2. Berat core jenuh di udara (W3) = 45,72 gr

3. Berat core jenuh di kerosine (W2) = 17,9 gr

4. Densitas kerosin = 0,8 gr/cc5. Volume bulk (Vb)

=

= 34,775 cc6. Volume grain (Vg)

=

= 31,75 cc7. Volume pori (Vp)

=

= 3,025 cc8. Porositas ()

=

= = 8,7%2.5.1.2 Penentuan Porositas Dengan Mercury Injection Pumpa. Penentuan skala piknometer Skala awal

= 54,65 cc

Skala akhir

= 4,84 cc Volume pycnometer kosong= skala awal skala akhir

= 54,65 4,84 = 49,81 ccb. Penentuan Volume Bulk

Skala awal

= 54,89 cc

= 50,89 cc

Skala akhir

= 37,38 cc Volume pycnometer + core= skala awal skala akhir

= 54,89 37,38 = 17,51 cc Volume Bulk Batuan = | (volume piknometer + core)

(volume piknometer kosong)|

= |(17,51 - 49,81)|

= |(-32,3)|

= 32,3 ccc. Penentuan Volume Pori

Skala awal

= 0,75 cc

Skala akhir

= 6,94 cc Volume pori

= |(skala awal skala akhir)|

= |(0,75 6,94)|

= | -6,19 |

= 6,19 ccd. Porositas ()

=

= = 19,16%2.6 PEMBAHASANDari hasil perhitungan porositas dengan dua metode yang digunakan dalam pengukuran porositas (dengan cara menimbang, dan menggunakan Mercury Injection Pump), menghasilkan nilai porositas yang berbeda, dimana nilai porositas absolut dengan cara menimbang ( 8,7 % ) lebih kecil dibandingkan dengan nilai porositas yang menggunakan Mercury Injection Pump sebesar ( 19,16 % ). Jika kita mengklasifikasikan nilai porositas tersebut pada tabel 2.1. nilai porositas dengan menimbang tergolong jelek, sedangkan nilai porositas dengan menggunakan Mercury Injection Pump tergolong baik. Nilai porositas ini sangat berpengaruh terhadap kemampuan sumur untuk berproduksi, karena semakin besar harga porositas effektif maka akan membuat permeabilitasnya pun besar sehingga indeks produksinya pun meningkat.Penentuan porositas dengan Mercury Injection Pump diawali dengan penentuan skala awal (volume picnometer ketika belum di Injeksi-kan Mercury ) dan skala akhir picnometer (volume picnometer yang telah di Injeksi-kan Mercury ) dengan menggunakan prosedur percobaan penentuan porositas yang telah dijelaskan sebelumnya. Pada picnometer yang kosong didapatkan skala awal sebesar 54,65 cc dan skala akhir sebesar 4,84 cc. Dari data tersebut kita bisa menghitung volume picnometer kosong dengan cara mencari selisih dari skala awal dikurangi skala akhir, sehingga nilai yang didapatkan sebesar 49,81 cc.

Selanjutnya, dilakukan langkah 8 pada prosedur percobaan untuk mengetahui volume bulk batuan diketahui skala awal, skala akhir, volume piknometer + core. Dari hasil penentuan harga skala tersebut, skala pada keadaan awal dan akhir pada picnometer yang berisi core sample telah didapatkan yaitu skala awal memiliki nilai sebesar 54,89cc, sedangkan skala akhir memiliki nilai sebesar 37,38 cc. Dari data tersebut kita bisa menghitung volume picnometer + core, didapatkan hasil sebesar 17,51 cc. Setelah mendapatkan kedua volume tersebut, kita dapat menentukan besar volume bulk batuan yaitu dengan cara volume picnometer yang berisi core dikurangi dengan volume picnometer kosong, didapatkan hasil -32,3 dan dikarenakan bernilai mutlak maka, hasilnya menjadi 32,3 cc.

Kemudian, tetap mengikuti prosedur percobaan untuk menentukan besar volume pori. Pada skala awal diketahui sebesar 0,75 cc dan skala akhir sebesar 6,94 cc. Dengan mencari selisih dari data tersebut, didapatkan volume pori sebesar | -6,19 | cc dan dikarenakan bernilai mutlak maka, hasilnya menjadi 6,19 cc. Sehingga didapatkan porositas efektifnya sebesar 19,16 %.2.7 KESIMPULAN1. Didalam percobaan ini ternyata didapat hasil harga porositas dengan beberapa cara pengukuran , dan didapat hasil dengan cara penimbangan = 8,7 %, sedangkan dengan cara Mercury Injection Pump = 19,16 %. Besarnya porositas efektif () fresh core yang disaturasi kerosin menggunakan metode Mercury Injection Pump ternyata lebih besar hasilnya dibandingkan dengan metode Menimbang. Ini dibuktikan dengan hasil perhitungan porositas tersebut.

2. Porositas absolut yang diperoleh dari metode Menimbang termasuk dalam porositas dengan kategori jelek, sedangkan porositas effektif yang diperoleh dari metode Mercury Injection Pump termasuk dalam porositas dengan kategori baik. Nilai minus yang diperoleh dari volume pori diabaikan.

3. Dari perbedaan porositas diatas maka jelaslah bahwa porositas tidak tergantung pada besar butiran. Sebagai contoh, bila kita substitusikan r dengan angka berapa saja akan tetap didapat besar prorositas 47,6% (pada susunan bentuk kubus).4. Semakin besar harga porositas batuan, maka semakin banyak hidrokarbon yang terkandung didalamnya

5. Secara umum porositas dan permeabilitas berbanding lurus namun pada kenyataan yang ada di suatu formasi ada terdapat porositas besar dan pembeabilitas kecil, untuk memperbesar permeabilitas dilakukan metode yang tepat yaitu hydraulic fracturing.BAB III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA

3.1TUJUAN PERCOBAAN1. Untuk dapat mengetahui definisi dari Saturasi2. Untuk menghitung saturasi dari masing-masing fluida (air, minyak dan gas) dari sampel core dengan metode destilasi.3. Mengetahui pentingnya menentukan saturasi fluida dalam batuan.4. Menentukan jumlah masing-masing fluida pada suatu reservoir dengan pengukuran saturasi menggunakan metode destilasi.5. Dapat menentukan kelayakan produksi pada reservoir berdasarkan persentase fluida yang dominan3.2TEORI DASARDalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. 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 tersebut.Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.

Saturasi minyak (So) adalah :

Saturasi air (Sw) adalah :

Saturasi gas (Sg) adalah :

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

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1Dimana :

Sg = Saturasi Gas So = Saturasi Oil Sw = Saturasi WaterTerdapat 3 faktor yang mempengaruhi saturasi fluida, antara lain :1. Ukuran distribusi pori-pori batuan

2. Ketinggian diatas free water level

3. Adanya perbedaan tekanan kapiler

Berikut adalah persamaan hubungan antara saturasi dan porositas :

So.(.V + Sg.(.V = (1-Sw).(.V3.3PERALATAN DAN BAHAN3.3.1 Peralatan :

1. Retort

2. Solvent extractor termasuk reflux condensor (pendingin) water trap dan pemanas listrik

3. Timbangan analisis dengan batu timbangan

4. Gelas ukur

5. Exicator

6. Oven

3.3.2Bahan :

1. Fresh core

2. Air

3. Minyak

3.4PROSEDUR PERCOBAAN Ambil fersh core yang telah dijenuhi dengan air dan minyak.1. Timbang core tersebut, missal beratnya = a gram.

2. Masukkan core tersebut ke dalam labu Dean & Stark yang telah diisi dengan toluena.

3. Lengkapi dengan water trap dan reflux condenser.

4. Panaskan selama ( 2 jam hingga air tidak nampak lagi.

5. Dinginkan dan baca air yang tertampung di water trap, misalnya = b cc b gram.

6. Sampel dikeringkan dalam oven ( 15 menit (pada suhu 110oC). Dinginkan dalam exicator ( 15 menit, kemudian timbang core kering tersebut, misalnya = c gram.

7. Hitung berat minyak :

= a (b + c) gram = d gram.

9. Hitung volume minyak :

e cc

10. Hitung saturasi minyak dan air :

3.5HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN3.5.1Analisa

1. BJ minyak

=0,793gr/cc2. Timbangan Core Kering

= 35,5gr

3. Timbangan Core Jenuh

= 37,5 gr

4. Volume pori = 13,56cc

(didapat dari metode penimbangan)

5. Volume air yang didapat

=0,55 cc6. Berat air yang didapat

=0,55 gr

7. Berat minyak= Berat core jenuh Berat core kering Berat air

= 37,5 35,5- 0,55

= 1,85 gr8. Volume minyak =

= 2,33 cc9. So = x 100 % = 17,183 %10. Sw = x 100 % = 4,056 %11. Sg + So + Sw = 1

Sg = 1 (Sw + So)

= 1 (4,056 + 17,183)

= 0,78761 x 100 % = 78,761 %3.6PEMBAHASANPada percobaan kali ini, penentuan saturasi fluida menggunakan metode distilasi. Sebelum dimasukkan kedalam labu Dean & Stark yang telah diisi denan toluena, core ditimbang dahulu beratnya. Setelah itu core dikeringkan dalam oven dan ditimbang lagi beratnya. Dari percobaan didapat :

So = 17,183% Sw = 4,056% Sg = 78,761%Nilai saturasi gas ( Sg ), didapat dari rumus Sw + So + Sg = 1 karena dalam percobaan hanya terdapat data perhitungan untuk saturasi oil ( So ), dan saturasi water ( Sw ). Setelah dilakukan perhitungan, didapatkan nilai saturasi gas adalah yang paling besar, sehingga besar kemungkinan bila terjadi di lapangan, reservoir tersebut akan dijadikan sebagai sumur produksi gas.

3.7KESIMPULAN1. Metode yang digunakan dalam melakukan pengukuran Saturasi adalah metode Destilasi.

2. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida dalam reservoir, maka perlu diketahui terlebih dahulu nilai saturasi yang terkandung didalam poripori batuan.

3. Dari hasil perhitungan diperoleh: So = 17,183% Sw = 4,056% Sg = 78,761%4. Sg > So > Sw, sehingga sumur dapat dikatakan lebih berpotensi menghasilkan fluida gas, dari pada oil ataupun water. 5. Besar kecilnya volume fluida yang mengisi pori pori batuan dapat mempengaruhi besar kecilnya saturasi fluida tersebut di dalam suatu formasi batuan reservoir.BAB IV

PENGUKURAN PERMEABILITAS

4.1TUJUAN PERCOBAAN1. Untuk mengetahui definisi dari permeabilitas

2. Menetukan permeabilitas absolute dengan menggunakan gas permeameter pada tekanan yang berbeda.3. Untuk mengetahui hubungan antara permeabilitas dengan tekanan.

4. Melakukan perhitungan untuk menentukan permeabilitas absolute (k).5. Dapat menentukan nilai tekanan dan temperature dengan pembacaan flowmeter4.2TEORI DASARPermeabilitas 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:

dimana :

V

= kecepatan aliran, cm/sec

(

= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k = permeabilitas media berpori, mD

Tanda negatif 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 homogen 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, misal hanya minyak atau gas saja.

2.Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan 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, dan panjangnya 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.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 absolut batuan. Ditunjukkan pada (Gambar 4.1).

Gambar 4.1 Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas (Amyx,J.W., Bass, MD., 1960)

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

Dimana :

Q= Laju Alir, cm3/sec (

= Viskositas, centipoise

L= Panjang Penampang, cm

A= Luas Penampang, sqcm

P1= Tekanan Masuk, atm P2= Tekanan Keluar, atm

Dari Persamaan diatas dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu 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 relatif dinyatakan sebagai berikut :

Dimana masing-masing untuk permeabilitas relatif minyak, gas, dan air. Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk sistem 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 efektip untuk minyak dan air adalah :

Dan

Dimana :

Ko= Permebilitas minyak, darcyKw= Permebilitas air, darcyQo= Flow rate rata-rata minyak, ccQw= Flow rate rata-rata gas, ccL= Panjang sample, cm(o = Viskositas minyak, cp(w= Viskositas air, cpA= 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 kontan. Harga-harga Ko dan Kw pada persamaan di atas jika 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) Begitu Sw mulai naik dari harga nol, ko akan turun dengan cepat. Begitu juga untuk So yang mulai bertambah dari harga nol harga kw akan turun dengan cepat, atau dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena ko yang kecil, demikian juga untuk air.

ko akan turun terus dengan turunnya harga So dan mencapai harga nol meskipun harga So belum mencapai nol. Pada keadaan ini (titik C) minyak sudah tidak bergerak lagi. Saturasi minimum dimana minyak sudah tidak dapat bergerak lagi disebut dengan critical oil saturation (Soc) atau residual oil saturation (Sor). Demikian juga untuk air, keadaan ini disebut critical water saturation (Swc) atau residual water saturation (Swr). Jumlah harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k absolut, kecuali pada titik A dan B sehingga dapat ditulis sebagai berikut :

ko + kw < k ..

Sedangkan untuk sistem minyak-gas dan gas-air ditulis sebagai berikut :

ko + kq < k ...

kq + kw < k ...

Untuk sistem minyak dan gas, hubungan permeabilitas effektif dengan saturasi menunjukkan k tidak turun secara drastis dengan turunnya saturasi dari 100% seperti pada kurva untuk minyak dan air. Sgr atau Sgc lebih kecil dari Soc maupun Swc. 4.3 PERALATAN DAN BAHAN4.3.1Peralatan :

1. Core Holder untuk Liquid Permeameter

2. Thermometer R, Fill Connection

3. Cut off valve

4. Special Lid an Over Flow Tube

5. Burette

6. Discharge-fill valve assemble

7. Gas pressure line and pressure regulator

8. Gas inlet

9. Stopwatch

4.3.2 Bahan :1. Fresh Core 2. Gas

4.4 PROSEDUR PERCOBAAN

Gas Permeameter

1. Pastikan regulating valve tertutup, hubungkan saluran gas inlet.

2. Masukkan core pada core holder.

3. Putar flowmeter selector valve pada tanda Large.

4. Buka regulating valve, putar sampai pressure gauge menunjukkan angka 0,25 atm.

5. Pilih range pembaca pada flowmeter antara 20 140 division.

6. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20, putar selector valve ke Medium dan naikkan tekanan sampai 0,5 atm.

7. Jika pembacaan pada flowmeter di bawah 20, putar selector valve ke Small dan naikkan tekanan sampai 1,0 atm.

8. Jika flowmeter tetap tidak naik dari angka 20, hentikan percobaan dan periksa core pada core holder (tentukan kemungkinan-kemungkinan yang terjadi).

9. Jika flowmeter menunjukkan angka di atas 140 pada lange tebu, maka permeabilitas core terlalu besar.

10. Percobaan kita hentikan atau coba naikkan panjang core atau kuramgi cross sectional area dari core.

11. Catat temperature, tekanan dan pembacaan flowmeter.

12. Ubah tekanan ke 0,25 atm dengan regulator.

13. Ulangi percobaan sebanyak 3 kali.

Persamaan yang digunakan dalam percobaan ini adalah:

Dimana:

K= Permeabilitas, darcy

g= Viskositas gas yang digunakan (lihat grafik), cp

Qg

= Flow rate rata-rata (cc/dtk) pada tekanan rata-rata,

ditentukan dari grafik kalibrasi.

L = Panjang sample, cm

A= Luas penampang dari sample, cm2

= Pressure gradient, atm (0,25 atm, 0,5 atm, 1 atm)Catatan : Jika digunakan gas N2 maka Q = 1,0168 udara.4.5. HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN4.5.1Analisa Pengukuran Permeabilitas Absolut dengan Gas Permeameter :

Persamaan yang digunakan :

1.Diameter core (d)

=2,456cm

Panjang Core (L) =3,5

cm

Luas Penampang Core (A)=

= 4,735cm2

Beda Tekanan

=0,25

atm

Flow Reading

=4,1

cm

Laju Aliran Gas

=2,7

cc/dt

Viscositas Gas

=0,179 cp

Permebilitas (k)

=

1,428 darcy

2. Diameter core (d)

=2,456cm


cm


= 4,735cm2

Beda Tekanan = 0,5

atm

Flow Reading

=6,7

cm

Laju Aliran Gas

=5,6

cc/dt

Viscositas Gas

=0,179 cp

Permebilitas (k)

=

1,481 darcy

3.Diameter core (d)

=4,3

cm


cm


= 4,735cm2

Beda Tekanan =

1atm

Flow Reading

= 8,6cm

Laju Aliran Gas

= 7,1

cc/dt

Viscositas Gas

=0,179 cp

Permebilitas (k)

=

0,939 darcy4.6 PEMBAHASANPermeabilitas 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. Seperti yang terlihat pada tabel dan grafik pada sub bab kesimpulan di atas : 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/P.Tabel 4.1. Hasil Perhitungan Permeabilitas Masing Masing TekananPK1/P

0,251,4284

0.501,4812

10.9391

Grafik 4.1. Permeabilitas Absolut Vs 1 /P (atm)

Langkah awal yang harus kita lakukan dalam percobaan ini ialah menentukan harga besarnya tekanan ( ) yang digunakan (pada core 1 sebesar 0.25 atm, pada core 2 sebesar 0.5 atm dan pada core 3 sebesar 1 atm).

Kemudian langkah selanjutnya ialah dengan menentukan besarnya temperatur, tekanan dan pembacaan flowmeter sesuai dengan petunjuk pada prosedur kerja yang diulangi sebanyak 3 kali pada tekanan yang berbeda-beda.

Pada praktikum ini, kami menggunakan sample batuan ( core ) yang sama akan tetapi pada tiap percobaan sample batuan tersebut memiliki tekanan ( ), flow reading dan laju aliran gas ( Q ) yang berbeda - beda seperti pada sample batuan ( core ) pertama memiliki flow reading sebesar 4,1 cm dan Laju aliran gas sebesar 2,7 cc / dt, kemudian untuk percobaan sample batuan ( core ) kedua memiliki flow reading sebesar 6,7 cm dan Laju aliran gas sebesar 5,6 cc / dt, dan untuk percobaan sample batuan ( core ) ketiga memiliki flow reading sebesar 8,6 cm dan Laju aliran gas sebesar 7,1 cc / dt. Setelah itu kita juga harus menentukan luas penampang pada percobaan tersebut dengan menggunakan rumus sehingga didapatkan nilai sebesar 4,735cm2 dan untuk panjang core pada percobaan ini didapatkan hasil sebesar 3,5 cm.

Viskositas dapat ditentukan dari grafik sehingga didapatkan nilai viscositas yaitu sebesar : 0.179 cp. Setelah mendapatkan nilai seluruh data yang diperlukan, masukkan ke dalam persamaan . Pada percobaan sampel batuan ( core ) pertama permeabilitas yang di dapat sebesar 1,428 Darcy, pada percobaan sampel batuan ( core ) kedua permeabilitas yang didapat sebesar 1,481 Darcy dan pada percobaan sampel batuan ( core ) ketiga permeabilitas yang didapat sebesar 0,939 Darcy. Perbedaan permeabilitas yang diperoleh dikarenakan tekanannya berbeda, flow reading dan laju alirnya juga berbeda.4.7 KESIMPULANDari hasil perhitungan yang diperoleh dari data data yang telah diberikan, maka dapat ditarik kesimpulan bahwa :

1. Permeabilitas absolut pada suatu formasi batuan dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu viscositas gas, laju aliran gas, panjang core, luas penampang core dan juga beda tekanan.

2. Sesuai dengan rumus yang digunakan, permeabilitas absolut berbanding lurus dengan viscositas gas, laju aliran gas dan panjang core, dan berbanding terbalik dengan luas penampang core dan beda tekanan.

3. Keterkaitan antara permeabilitas ( k ) dan tekanan ( P ) adalah berbanding terbalik. Sehingga semakin besar tekanan, maka permeabilitas absolutnya akan semakin kecil.

4. Keterkaitan antara permeabilitas ( k ) terhadap 1/P adalah berbanding lurus. Jika nilai 1/P semakin kecil maka permebilitas nya pun juga semakin berkurang.5. Viscositas gas, laju aliran gas, panjang core, luas penampang core dan juga beda tekanan sangat mempengruhi permeabilitas. Berdasarkan rumus yang digunakan,berbanding terbalik dengan luas penampang core dan beda tekanan. BAB VSIEVE ANALYSIS

5.1 TUJUAN PERCOBAAN1. Menentukan keseragaman butiran pasir.2. Untuk mengetahui hubungan koefisien keseragaman butiran terhadap masalah kepasiran.

3. Menenentukan kemungkinan yang terjadi ketika produksi.

4. Mengetahui cara penanggulangan masalah kepasiran.5. Untuk mengetahui bentuk pemilahan sehingga dapat diklasifikasikan menurut Schwarzt.5.2 TEORI DASARTahap penyelesaian suatu umur 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, pada umumnya sensitive 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 pengetahuaan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

5.3 PERALATAN DAN BAHAN5.3.1 Peralatan : 1. Torison blance dan anak timbangan2. Mortal dan pastle3. Tyler sieve ASTM (2, 1, 1, 5, , 4, 10, 20, 60, 140, 200)5.3.2 Bahan :

1. Batuan Reservoir

5.4 PROSEDUR PERCOBAAN1. Ambil contoh bantuan resrvoir yang sudah kering dan bebas minyak.

2. Batuan dipecah-pecah menjadi fragmen kecil-kecil dan dimasukkan kedalam mortal digerus menjadi butiran-butiran pasir.

3. Periksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebut benar-benar saling terpisah.

4. Sediakan timbangan yang teliti 200 gram pasir tersebut.

5. Sediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat bagian bawahnya (hati-hati waktu membersihkanya).

6. Susunlah sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada dasarnya sedangkan sieve diatur dari yang paling halus diatas mangkok dan yang paling kasar ada dipuncak.

7. Tuangkan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gr) kedalam sieve yang paling atas, kemudian dipasang tutup dan dikeraskan penguatnya.

8. Goncangkan selama 30menit.

9. Tuangkan isi sieve yang paling kasar (atas) kedalam mangkok kemudian ditimbang.

10. Tuangkan isi sieve yang paling halus (berikutnya) kedalam mangkok tadi juga, kemudian timbang berat kumulatif.

11. Teruskan cara penimbangan di atas sampai isi seluruh sieve ditimbang secara kumulatif.

12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir dalam tiap-tiap sieve.

13. Ulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh bantuan reservoir yang kedua.

14. Buat tabel dengan kolom, no sieve, opening diameter, % retained cumulative, percent retained.15. Buat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative percent retained 16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), hitung:3. Sorting coefficient

=

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

5.5 HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN5.5.1 Analisa

Berat Sampel : 100 grTabel 5.1. Hasil percobaan dan perhitunganUS Sieve Series

NoOpening Diameter

mm / inchBerat

GrBerat Kumulatif% Berat Kumulatif

161.19 565659,57

300.59 237984,04

400.42 88792,55

500.297 794100

Berat Komulatif

Wk OD 1,19mm = 56 + 0 = 56grWk OD 0,59mm = 56 + 23 = 79grWk OD 0,42mm= 79 + 8 = 87grWk OD 0,297mm= 87 + 7 = 94gr% berat komulatif

= 59, 57 %

= 84,04 %

= 92,55 %

= 100%Perhitungan Interpolasi Opening Diameter pada Berat Kumulatif 50% QUOTE

QUOTE

Perhitungan Interpolasi Opening Diameter pada Berat Kumulatif 40%

QUOTE

QUOTE

Perhitungan Interpoasi Opening Diameter pada Berat Kumulatif 90%

Koefisien keseragaman butir pasir (C) adalah:

Menurut Schwartz adalah :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3< C < 5, merupakan pemilahan yang sedang 5.6 PEMBAHASANSieve analysis digunakan dalam teknik reservoir untuk menentukan keseragaman butiran , yaitu antara butiran yang halus dan butiran yang kasar. Dapat dilihat pada grafik dibawah iniOpening Diameter% BeratKumulatif

1.1959,57

1.66440

1,42450

0.5984,04

0.4292,55

0.47190

0.297100

Tabel 5.2. Opening diameter dan % berat kumulatif

Grafik 5.1. Hubungan opening diameter Vs %berat kumulatifDari grafik di atas , hubungan antara opening diameter vs % berat kumulatifDari hasil plot didapatkan :

1. Opening diameter pada berat kumulatif 50%, d50 = 1,424mm


3. Opening diameter pada berat kumulatif 90%, d90 = 0,471mmDari grafik semilog hubungan antara opening diameter Vs % berat kumulatif berdasarkan dari tabel percobaan, diperoleh gambar grafik hubungan antara opening diameter Vs % berat kumulatif tersebut. Kemudian plotkan pada berat kumulatif 50%, 40% dan 90% masing-masing terhadap garis grafik, kemudian tarik garis ke bawah untuk mendapatkan besarnya opening diameter dari persen berat kumulatif masing-masing yang telah ditentukan sebelumnya. Besar nilai opening diameternya adalah pada berat kumulatif 50 % (d50 ) =1,424 mm, pada berat kumulatif 40 % (d40 ) = 1,664 mm, dan pada berat kumulatif 90 % (d90 ) = 0,471 mm. Kemudian, setelah didapat nilai opening diameter yang dimaksud, masukkan nilai tersebut ke persamaan C sama dengan nilai opening diameter pada berat kumulatif 40 % (d40 ) dibagi dengan nilai opening diameter pada berat kumulatif 90 % (d90 ) untuk mencari besarnya koefisien keseragaman butir pasir. Dari perhitungan menggunakan persamaan di atas diperoleh nilai koefisien keseragaman butir pasir berharga = 3,53 dan menurut Schwartz pemilahan tersebut termasuk dalam kategori seragam.5.7 KESIMPULANDari data yang diperoleh, maka dapat disimpulkan bahwa:

1. Pasir merupakan permasalahan di formasi untuk mencegahnya dapat menggunakan slotted /liner namun sebelum menentukan ukuran slotted/liner kita butuh informasi tentang koefisien keseragaman butir pasir2. Besar Opening diameter pada berat kumulatif 50% : d50 : 1,045 mmBesar Opening diameter pada berat kumulatif 40% : d40 : 1,11 mm

Besar Opening diameter pada berat kumulatif 90% : d90 : 0,411 mm3. Core yang diteliti memiliki sieve analysis senilai 3,53 sehingga core tersebut dapat digolongkan ke dalam core yang memiliki pemilahan yang sedang.

4. Semakin kecil nilai sieve analysis suatu core, maka semakin bagus pula pemilahan yang dimiliki core tersebut, karena sesuai dengan ketentuan Schwartz, core yang C < 3 memiliki pemilahan yang seragam.5. Dari percobaan ini kita dapat memperkirakan rencana pemasangan sand pack, screen di lapangan sesuai analisa batuan pada formasi tadi, perencanaan yang baik akan mencegah atau setidaknya dapat mengurangi pasir yang ikut terproduksi.BAB VI

PENENTUAN KADAR LARUTAN SAMPEL FORMASI DALAM LARUTAN ASAM

6.1 TUJUAN PERCOBAAN1. Untuk mengetahui pentingnya menghitung solubility.

2. Untuk menghitung tingkat keasaman batuan terhadap asam atau biasa disebut dengan solubility.3. Menentukan reaktifitas formasi terhadap asam dengan menggunakan metode gravimetric.6.2 TEORI DASARSalah satu cara untuk meningkatkan produksi minyak pada batuan resevoir carbonat adalah dengan cara pengasaman atau memompakan adam (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 (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, HCH3Cos dan HCO2H

2. Hydrochloric acid, HF

3. Hydrofluoric acid, HCL 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 indikas 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 o, 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 produktivitas informasi sesuai dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acidsolubility).

Metode ini menggunakan teknik gravimetric untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan karbonat (mineral limetone) biasanya larut dalam HCI, sedangkan silikat (mineral clay) larut dalam mud acid.6.3 PERALATAN DAN BAHAN6.3.1Peralatan :

1. Mortal dan pastle

2. Oven

3. Erlenmeyer

4. Kertas Saring

5. Soxhelet Aparatus

6. ASTM 100 Mesh 6.3.2Bahan :1. Core (Batu Gamping dan Batu pasir)

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 PERCOBAAN1 Core diekstrasi terlebih dahulu dengan toluene/benzene pada soxhelt Aparatus. Kemudian keringkan dalam oven dalam suhu 105oC (220oF).

2 Hancurkan sampel kering pada mortal hingga dapat lolos pada ASTM 100 Mesh.

3 Ambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan masukan pada Erlenmeyer 500 ml, kemudian masukkan 150 ml HCI 15% dan digoyangkan hingga CO2 terbebaskan semua.

4 Setelah reaksi selesai tuangkan sampel residu plus larutan Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sampel dengan aquades sedemikian rupa hingga air filtrate setelah ditetesi larutan methyl orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan).

5 Keringkan residu dalam oven kira-kira selama jam dengan suhu 105oC (220oF), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang.

6 Hitung kelarutan sebagai % berat dari material yang larut dalam HCI 15%.

6.5 HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN6.5.1 Analisa

1. Berat sampel pasir Berat sampel sebelum pengasaman= 11,5 gram

Berat sampel sesudah pengasaman= 11,5 gram

% Berat Solubility pasir =

= = 0 %2. Berat sampel karbonat Berat sampel sebelum pengasaman= 35 gram

Berat sampel sesudah pengasaman= 32gram

% Berat Solubility pasir =

= =8,57 %6.6. PEMBAHASANDari hasil perhitungan data data yang telah diberikan, diketahui bahwa % berat solubility pasir bernilai 0 %, sedangkan % berat solubility karbonat bernilai 8,57 %. Hal ini terjadi karena pada batuan pasir, ketika pengasaman tidak ada semen yang terlarut, sehingga berat sampel tidak berubah (tetap), sedangkan pada batuan karbonat, ketika pengasaman ada semen yang terlarut, sehingga berat sampel berubah (tidak tetap). Berat batuan pasir sebelum pengasaman adalah 11,5 gr dan setelah pengasaman berat batuan pasir tetap 11,5 gr, tidak mengalami penambahan berat. Berat batuan karbonat berkurang dari 35 gr menjadi 32 gr. Ini berarti bahwa residu hasil pemanasan suatu sampel dapat mempengaruhi besar kecilnya persentase berat solubility yang dihasilkan. Apabila residu hasil pemanasan suatu sample semakin besar, maka persentase solubility yang dihasilkan batuan akan semakin kecil.6.7. KESIMPULANDari data yang telah diberikan, dapat disimpulkan bahwa:1. Persentase berat solubility pada sampel batu karbonat lebih besar dibanding dengan sampel batu pasir.2. Dari percobaan didapat besarnya solubility karbonat sebesar 8,57% yang seharusnya semakin besar harga solubility yang didapatkan dalam suatu sampel akan semakin baik, karena seluruh acid (asam) yang berfungsi sebagai stimulan bekerja dengan baik. 3. Dari keterangan diatas besar daya larut asam terhadap batu pasir lebih kecil daripada batu karbonat, artinya batu karbonat lebih reaktif daripada batu pasir terhadap larutan asam HCl. Artinya dalam pelaksanaan proses acidizing terhadap batu karbonat (limestone), larutan asam yang tepat digunakan adalah larutan HCl.

4. Berdasarkan percobaan diatas maka dapat disimpulkan bahwa 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.

5. Dengan mengetahui tingkat keasaman batuan terhadap asam maka dapat melakukan stimulasi dengan benar sehingga tidak merusak formasi batuan.BAB VII

PENENTUAN TEKANAN KAPILER

PADA SAMPLE BATUAN RESERVOIR

7.1 TUJUAN PERCOBAAN1. Untuk mengetahui pentingnya pengukuran tekanan kapiler (Pc).

2. Untuk menetukan tekanan kapiler formasi batuan dari sample core.3. Menentukan nilai tekanan kapiler pada sample batuan reservoir untuk menentukan distribusi saturasi fluida vertical yang merupakan salah satu dasar untuk menetukan secara efisien letak kedalaman sumur yang akan dikomplesi7.2 TEORI DASARDistribusi 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 menjadi ketinggian diatas kontak 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. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non-wetting fasa (Pnw) dengan fluida Wetting fasa (Pw) atau :

Pc = Pnw - PwTekanan 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.

dimana :

Pc=Tekanan kapiler, atm

(= Tegangan permukaan antara dua fluidacos (= Sudut kontak permukaan antara dua fluida, derajator = Jari-jari lengkung pori-pori, m(( = Perbedaan densitas dua fluida, gr/cm3g = Percepatan gravitasi, m/s2h = Tinggi kolom, mDalam 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 faktor 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 besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis dari pada reservoir dengan permeabilitas yang rendah. 7.3 PERALATAN DAN BAHAN7.3.1Peralatan :

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

7.3.2Bahan : 1. Fresh Core

2. Gas

7.4 PROSEDUR PERCOBAAN7.4.1 Kalibrasi AlatYaitu untuk menentukan volume picnometer (28; 150 cc).

1. Pasang picnometer lid (4) pada tempatnya, pump metering plunger diputar penuh dengan manipulasi handwheel.

2. Buka vacuum valve pada panel, system dikosongkan sampai small gauge menunjukkan nol, kemudian panel valve ditutup, picnometer dikosongkan sampai tekanan absolute kurang dari 20 micro.

3. Putar handwheel sampai metering plunger bergerak maju dan mercury level mencapai lower reference mark.4. Moveable scale ditetapkan dengan yoke stop (pada 28 cc) dan handwheel dial diset pada pembacaan miring kanan pada angka 15.

5. Mercury diinjeksikan ke picnometer sampai pada upper reference mark, skala dan dial menunujukkan angka nol. (0,000).

6. Jika pembacaan berbeda sedikit dari nol, perbedaan tersebut harus ditentukan dan penentuan untuk dial handwheel setting pada step 4. Jika perbedaan terlalu besar yoke stop 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 Pressure-volume Correction yaitu :

1. Letakkan picnometer lid pada tempatnya, pump metering plunger diputar penuh dengan memanipulasi handwheel.

2. Ubah panel valve ke vacuum juga small pressure gauge dibuka, system dikosongkan sampai absolut pressure kurang dari 20 micro.

3. Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark, adjust moveable scale dan handwheel scale dial pada pembacaan 0,00 cc kemudian tutup vacuum valve.

4. Putar bleed valve mercury turun 3 mm di bawah upper reference mark.

5. Putar pompa hingga mercury mencapai upper reference mark lagi dan biarkan stabil selama ( 30 detik.

6. Baca dan catat tekanan pada small pressure gauge serta hubungan volume scale dan dial handwheel (gunakan dial) yang miring kekiri sebagai pengganti 0-5 cc. Graduated interval pada skala.

7. Step d, e, f diulang untuk setiap kenaikkan pada sistem, kemudian catat volume dan tekanan yang didapat. Jika tekanan telah mencapai limit 1 atm, bukan Nitrogen valve.

8. Jika telah mencapai limit gunakan 0,150 atm gauge.

9. Jika test telah selesai tutup panel nitrogen valve, sistem tekanan dikurangi dengan mengeluarkan gas sampai tekanan sistem mencapai 1 atm.

10. Data yang didapat kemudian diplot, maka akan terlihat bagaimana terjadinya perubahan pressure-volume.11. A B = Perubahan volume oleh tekanan (pada tekanan rendah)

C D = Perubahan volume pada tekanan tinggi

E = Inflection point

7.4.2 Prosedur Untuk Menentukan Tekanan Kapiler1.Siapkan core (memp. Pore vol) yang telah diekstrasi dengan vol 1 2 cc, kemudian tempatkan pada core holder.

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

3.Ubah panel valve ke vacuum dan pressure gauge dibuka, system dikosongkan sampai absolut pressure kurang dari 29 micron.

4.Tutup vacuum, putar pump metering plunger sampai level mercury mencapai lower reference mark.

5.Pump scale diikat dengan yoke stop dan dial handwheel diset pada pembacaan 15 (miring kanan). Dan berikan pembacaan pertama 28,150 cc.

6.Mercury diinjeksikan sampai mencapai upper reference mark. Baca besarnya bulk volume dari pump scale dan handwheel dial. Sebagai contoh jika pembacaan skala lebih besar dari 12 cc dan dial handwheel menunjukkan 32,5 maka bulk volume sample 12,325 cc.

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

8.Putar bleed valve, maka gas / udara mengalir ke sistem sampai level mercury turun 3 sampai 5 mm di bawah upper reference mark.

9.Putar pompa sampai permukaan mercury mencapai tanda paling atas dan usahakan konstan selama 30 detik.

10.Baca dan catat tekanan (low pressure gauge) dan volume scale beserta handwheel dial (miring ke kiri) untuk mengganti 0-5 cc graduated interval pada scale.

11.Step 8, 9, 10 diulang untuk beberapa kenaikkan tekanan. Jika tekanan telah mencapai 1 atm buka nitrogen valve. Jika sistem telah mencapai limit pada 0-2 atm gauge, gauge diisolasi dari sistem dan gunakan 0-150 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.7.5 HASIL PERCOBAAN DAN PERHITUNGAN7.5.1 Pengukuran Tekanan KapilerCorrect Pressure = Indicator Pressure + 0.05 Correct Pressure = 0,1 + 0,05 = 0,15atm Correct Pressure = 2,5 + 0,05 = 2,55atm Correct Pressure = 3,5 + 0 ,05 = 3,55atm Correct Pressure = 4 + 0,05 = 4,05atm Correct Pressure = 6,5 + 0,05 = 6,55atmPressure Volume Correction

ration4) 4 atm = 0,255cc

=

__

1. AVOMI = 25,103- 0,015 = 25,088cc2. AVOMI = 22,5 - 0,0,2 = 22,3cc3. AVOMI = 17,5 - 0,233 = 17,267cc

4. AVOMI = 15 - 0,25 = 14,75cc

5. AVOMI = 13 - 0,3 = 12,7cc

1. 2. 3. 4. 5. Tabel 7.1. Pengukuran Tekanan KapilerNo.Indicator Pressure (atm)Correct Pressure (atm)Indicator Volume of Mercury InjectionPressure Volume Correction (cc)Actual Volume of Mercury Injection (cc)Mercury Saturation (%)

10,10,1525,1030,01525,08883,63

22,52,5522,50,222,374,33

33,53,5517,50,23317,26757,56

444,05150,2514,7549,17

56,56,55130,312,742,33

67,57,5510,3330,3210,01333,38

710,510,559,10,368,7429,13

81515,0590,48,628,67

92222,058,640,4358,20527,35

103535,058,60,488,1227,07

115858,057,890,5087,38224,61

127070,057,60,51757,082523,61

137575,057,40,521256,8787522,93

148080,0570,5256,47521,58

158585,056,950,528756,4212521,4

169090,056,90,53256,367521,23

179595,056,70,536256,1637520,55

18105105,056,50,555,9519,83

19115115,056,40,5755,82519,42

20120120,056,30,595,7119,03

Tabel 7.2. Hubungan antara Pressure dan Volume

Pressure (atm)Volume (cc)

00,0

10,15

40,25

90,35

150,40

250,45

350,48

400,49

500,50

600,51

1000,54

1100,56

1200,59

1250,62

1280,64

1300,67

1310,69

1320,71

1330,74

1340,77

1350,80

1360,83

1370,87

1390,99

1401,0

7.6 PEMBAHASANPada percobaan ini membahas mengenai tekanan kapiler yang diberikan kepada suatu formasi batuan reservoir. Ada dua grafik yang akan dibahas pada bab ini, yaitu:Grafik 7.1. Hubungan Correct Pressure (atm) dan Mercury Saturation (%)

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

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 sebesar 83,63 %. Akan tetapi, pada data ke-2 ketika correct pressure diperbesar menjadi 2,55 atm batuan tersebut menghasilkan mercury saturation lebih kecil, yaitu 74,33 %.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. Seperti halnya pada grafik, ketika volume pada batuan sebesar 0,15 cc, maka pressure yang diberikan adalah sebesar 14,7 psi. Dan ketika volume dinaikkan menjadi 0,25 cc, pressure yang diberikan juga bertambah besar yaitu 58,8 psi.

7.7 KESIMPULAN1. Indicator pressure berbanding terbalik dengan mercury saturation yaitu dengan berkurangnya indicator pressure akan meningkatkan mercury saturation.

2. Penentuan tekanan kapiler dari suatu sampel formasi dapat dikatakan lebih cepat dan efisien pada distribusi saturasi fluidanya, dari sumur.

3. Pressure vs VolumeNilai dari pressure berbanding lurus dengan volume. Semakin besar volume, maka nilai tekanan akan semakin meningkat.

4. Correct pressure vs volume Saturation

Nilai dari correct pressure akan berbanding terbalik dengan nilai mercury saturation. Tetapi penurunannya terjadi secara bertahap. Dari gravik terlihat ada dua tahap penurunan, yaitu pada 120 atm sampai 10 atm, dan 10 atm sampai 0 atm.5. Dari percobaan diperoleh dari adanya distribusi tersebut, maka akan terdapatnya zona transisi karena tidak terdapat batas fluida yang jelas.BAB VIII

PEMBAHASAN UMUM

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.

Faktor yang mempengaruhi porositas adalah :

Bentuk partikel, susunan pengepakan berat partikel, distribusi ukuran partikel, sementasi, kekahan dan gerowongan.

Berdasarkan proses terjadinya porositas dibagi menjadi dua, yakni :

1. Porositas Primer :porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan.

2. Porositas Sekunder:Porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan, seperti yang disebabkan karena proses pelarutan atau tekanan.

Sedangkan ditinjau dari sudut teknik reservoir porositas dibagi menjadi dua, yakni:

1. Porositas Absolute:perbandingan antara volume seluruh pori dengan volume total batuan (bulk volume)

2. Porositas Efektif:perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total batuan.

Dari hasil perhitungan penentuan porositas dengan menimbang :

W1 = 51,8 gr,

W2 = 23 gr,

W3 = 54 gr dan Densitas kerosin = 0.8 gr/cc

Didapati : Vb = 38,75 cc, Vg = 36 cc, V pori = 2,75 cc dan = 7,09 %Dari hasil perhitungan penentuan porisitas dengan mercury injection pump:

1. Volume piknometer kosong= 49,64 cc

2. Penentuan volume Bulk

Volume picnometer + core= 17,26 cc

Volume bulk batuan = 32,38 cc

3. Volume pori= 5,2 cc

4.

= 16 %Jadi dapat di simpulkan bahwa dalam menentukan harga porositas suatu core, dapat dilakukan dengan 2 metode yang berbeda kita mendapatkan harga porositas yang berbeda yaitu, dengan metode menimbang kita mendapatkan harga porositas 7,09 % yang berarti porositasnya jelek, sedangkan dengan metode mercury injection pump kita mendapatkan harga porositas 16 % yang berarti harga porositasnya sedang.

Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yang biasanya terdiri dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing fluida tersebut. Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori batuan yang terisi fluida formasi terhadap total volume pori-pori batuan atau jumlah kejenuhan suatu fluida dalam batuan reservoir persatuan volume pori.

Faktor yang mempengaruhi harga saturasi, yakni :

1. Ukuran & distribusi pori-pori batuan ( besar, Sw kecil)

2. Ketinggian diatas free water level

3. Adanya perbedaan tekanan kapiler ( Pc besar, Sw kecil )

Dari data perhitungan diperoleh hasil :

Sw = 0.035So= 0.150

Sg= 1 ( Sw + So )

= 1 ( 0,035 + 0,150 )

= 0.815Jika ditinjau dari persentasenya Sw = 3,5 %, So = 15 % dan Sg = 81,5 %, jadi dapat kita simpulkan bahwa dari data hasil perhitungan diatas menunjukan harga pada reservoir 3 fasa persentasenya paling besar adalah persentase saturation gas dibandingkan dengan persentase saturation minyak dan air.

Permeabilitas adalah sifat-sifat fisik batuan reservoir untuk dapat melewatkan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk batuan tersebut. Didalam reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu macam, Sehingga permeabilitas dapat dibagi menjadi tiga, yakni :

1. Permeabilitas Absolute

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir dalam media berpori terdiri hanya satu macam fluida.

2. Permeabilitas Effektif

Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida

3. Permeabilitas Relatif

Adalah perbandingan antara permeabilitas effektif dengan permeabilitas absolute.

Permeabilitas memiliki satuan yaitu darcy, dimana satu darcy berlaku, dengan viscositas 1 Cp, dengan laju alir 1 cc/dt melalui luas penampang 1 cm2 dan mengalami penurunan tekanan 1 atm/ cm.

Dalam hal ini persamaan darcy berlaku pada kondisi :

Tidak ada reaksi kimia fluida dengan batuan, Aliran laminer, hanya ada 1 fasa pada 100% saturasi, alirannya incompresible, batuannya homogen dan temperatur konstan.

Secara perkiraan dan lapangan dapat dilakukan pemberian semi-kuantitaif permeabilitas yaitu :

1. Ketat (tight), < 5 mD

2. Cukup (fair), antara 5 10 mD

3. Baik (good), antara 10 100 mD

4. Baik sekali ( very good ), antara 100 1000 mD

Dari hasil percobaan pengukuran permeabilitas Absolute dengan gas permameter, dilakukan tiga kali percobaan dengan cara yang sama dengan perbedaan pada beda tekanan, flow reading dan laju aliran gas.1. Pada percobaan 1, permeabilitasnya = 0.351 D2. Pada percobaan 2, permeabilitasnya = 0.250 D3. Pada percobaan 3, permeabilitasnya = 0.135 D

Jadi dapat disimpulkan bahwa dari hasil perhitungan data diatas didapat nilai semi-kuantitatif permeabilitas pada ke-3 percobaan ini adalah memiliki nilai permeabilitas yang baik sekali karena nilai permeabilitasnya berada pada harga 100 1000 mD.

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas, tidak sesederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi kompak, 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, pada umumnya sensitive terhadap laju produksi, apabila laju alirannya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya jika laju alirannya tinggi pasir yang ikut terproduksi juga tinggi.

Metoda yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi penggunaan slotted atau screed linier, dan gravel packing. Metode penanggulangan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

Stimulasi dengan pengasaman, sebelum melakukannya harus direncanakan dengan tepat dengan 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 stimulasi dengan tepat, pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktivitas formasi sesuai dengan yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap sampel batuan (acid solubility).




Koefisien keseragaman butir pasir (C) adalah :

C = 2,7Menurut Schwartz adalah :

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3< C < 5, merupakan pemilahan yang sedang

Jadi dari data perhitungan penentuan keseragaman butiran diatas kita mendapatkan nilai C yaitu 2,7 yang berarti merupakan pemilihan butiran yang seragam menurut harga skala Schwart.Penentuan kadar larutan asam terhadap batuan adalah metode yang digunakan untuk mengetahui jenis asam apa yang dapat kita injeksikan ke dalam formasi, biasanya dalam menentukan kadar larutan asam pada batuan kita akan menghitung solubility suatu batuan . Dan biasanya dapat juga dilakukan dengan metode teknik gravimetric untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam. Batuan karbonat (mineral limestone) biasanya larut dalam HCl, sedangkan silikat (mineral Clay) larut dalam mud acid.

1. % Berat Solubility pasir = 0 %

2. % Berat Solubility karbonat = 8.11 %

Jadi dari data diatas dapat kita simpulkan bahwa nilai solubility batu karbonat lebih besar di bandingkan dengan batu pasir, karna batu karbonat memiliki sifat yang lebih mudah larut terhadap asam

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 merupakan salah satu dasar untuk menentukan secara effisien letak kedalaman sumur yang akan dikomplesi.BAB IX

KESIMPULAN UMUM1. 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 untuk 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. Mineral pada batuan juga mempengaruhi porositas pada suatu batuan, yaitu batuan reservoir terdiri dari batuan pasir dan batuan karbonat jadi batuan karbonat lebih mudah larut dibandingkan dengan batu pasir, itu sebabnya porositas batuan karbonat lebih besar dari pada batu pasir. 6. Dengan melakukan pengukuran saturasi dapat diketahui volume air, gas dan minyak dalam batuan reservoir sehingga kita dapat mengetahui apa yang akan diproduksi.

7. 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.8. Semakin besar harga saturasi fluida maka semakin besar juga harga permeabilitas relatifnya.

9. Permeabilitas memiliki satuan yaitu darcy, dimana satu darcy berlaku, dengan viscositas 1 Cp, dengan laju alir 1 cc/dt melalui luas penampang 1 cm2 dan mengalami penurunan tekanan 1 atm/ cm.10. 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.11. Dengan mengetahui tingkat keasaman batuan terhadap asam maka dapat melakukan stimulasi dengan benar sehingga tidak merusak formasi batuan.12. Permebilitas absolut pada suatu formasi dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain yaitu viskositas, laju alir gas, panjang core, luas penampang core dan beda tekanan.

13. 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 pemilihan yang tepat untuk ukuran screen dan travel yang tepat saat mengatasi masalah kepasiran.

14. 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.

15. 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.

16. 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.17. Dengan mengetahui nilai solubilitynya maka kita akan mengetahui dengan larutan asam apa yang akan kita injeksikan ke dalam reservoir.18. Dengan mengetahui tingkat keasaman batuan terhadap asam maka dapat melakukan stimulasi dengan benar sehingga tidak merusak formasi batuan.19. Kita dapat mengetahui prinsip kerja dari stimulasi yaitu, untuk menaikan harga permeabilitas dari oil dan menurunkan viskositas dari minyak, minyak menjadi lebih encer sehingga memudahkan untuk mengalir .

20. Tekanan Kapiler adalah perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi dengan fluida yang tidak membasahi.21. 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.22. Dalam tekanan kita harus mengetahui hiterisisnya, yaitu perbandingan sudut kontak antara peristiwa impibisi dan drainage.23. Berdasarkan percobaan pengukuran tekanan kapiler diatas 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 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

Hardiansyah, Arif, 2013. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan.

Balikpapan: STT MIGAS BALIkPAPANPancerika, Bety Nurohmah, 2011. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan.

Balikpapan: STT MIGAS BALIkPAPAN

Krisanda, Bernando Cahya, 2011. Laporan Resmi Praktikum Analisa Inti Batuan.

Balikpapan: STT MIGAS BAlIKPAPANSEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS, 2008. Buku Petunjuk Praktikum Analisa Inti Batuan. Balikpapan: STT MIGAS BALIKPAPANhttp://migasnet04sholeh779.blogspot.com/2009/05/sifat-fisik-batuan.htmlhttp://m-darajat.blogspot.com/2009/09/sifat-fisik-batuan-reservoir.html

http://images.google.co.id/imghp?hl=id&tab=wi

1

2

vol awal skala vol akhir skala

vol awal skala vol akhir skala terisi core

(vol pycnometer kosong) (vol pynometer + core)

Gambar 2.3 Rangkaian Alat Porometer

Gambar 2.2 Timbangan Digital

Gambar 2.5 Beaker Plass Caper

Gambar 2.4 Vacuum Pump

Gambar 2.6 Kerosine

18

Sg + So + Sw = 1

Gambar 3.2 Solvent Exctractor

Gambar 3.1 Skema Stark Dean Distilation Apparatur

Gambar 3.3. Oven

Gambar 3.4. Gelas Ukur

Gambar 3.5. Restort

Gambar 3.6. Exicator

Gambar 3.7. Timbangan Analisis

24

EMBED Equation.2

Gambar 4.3. Rangkaian Liquid Permeameter

Gambar 4.4. Rangkaian Gas Permeameter

Gambar 4.6. Pressure gauge

Gambar 4.5. Burette

Gambar 4.8. Cut Off Vale

Gambar 4.7. Thermometer

Gambar 4.10. Discharge-Fill Valve Assemble

Gambar 4.9.Over Flow Tube

Gambar 4.12. Stopwatch

Gambar 4.11. Gas Inlet

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

39

Gambar 5.2. Tyler Sieve ASTM

Gambar 5.1. Elektrik Sieve Shacker

Gambar 5.4. Torison Balance

Gambar 5.3. Mortal dan Pastle

x = 1,424mm

59,57

84,04

50

x

1,19

0,59

84,04

x = 1,664mm

59,57

40

0,59

x

1,19

92,55

x = 0,471mm

90

84,04

0,42

x

0,59

= 3,53

47

Gambar 6.1. Mortal dan Pastle

Gambar 6.2. Erlenmenyer

Gambar 6.3. Oven

Gambar 6.4. HCL atau Acid

Gambar 6.5. Methyl Orange

53

Gambar 7.2. Vacuum Gauge

Gambar 7.1.

Mercury Injection Capillary Pressure Apparatus

Gambar 7.4. Preassure Relief Valve

Gambar 7.3. Yoke Stop

Gambar 7.6. Pump Cylinder

Gambar 7.5. Traveling Yoke

Gambar 7.8. Make Up Nut

Gambar 7.7. Measuring Screw

Gambar 7.10. Pump Scale

Gambar 7.9. Sample Holder

Gambar 7.11. Micrometer Dial

0

1

0.15

X

0.1

0

Dari gambardiatasdiperoleh :

58 48.3 0.59 1.19

58 40 0.59 x

9.7 -0.6

18 0.59 - x

x = 1.75 cc

0

QUOTE

x = 0,015cc

1)

0.15

4

0.25

X

2.5

1


58 48.3 0.59 1.19

58 40 0.59 x

9.7 -0.6

18 0.59 - x

x = 1.75 cc

0

x = 0,2cc

2)

x = 0,23cc

0.15

4

0.25

X

3.5

1


58 48.3 0.59 1.19

58 40 0.59 x

9.7 -0.6

18 0.59 - x

x = 1.75 cc

0

3)

0.25

9

0.35

x

6.5

4


58 48.3 0.59 1.19

58 40 0.59 x

9.7 -0.6

18 0.59 - x

x = 1.75 cc

0

x = 0,3cc

5)

actual volume of mercury injection

Pressure volume correction

indicator volume of mercury injection

68

74

_1262379805.unknown

_1310070553.unknown

_1446050134.unknown

_1446067778.unknown

_1446070290.unknown

_1446188533.unknown

_1446483052.unknown

_1446483054.unknown

_1446483056.unknown

_1446483053.unknown

_1446315830.unknown

_1446454543.xlsChart1

0

1

4

9

15

25

35

40

50

60

100

110

120

125

128

130

131

132

133

134

135

136

137

139

140

Y-Values

Volume (cc)

Pressure (atm)

Sheet1

X-ValuesY-Values

00

0.151

0.254

0.359

0.415

0.4525

0.4835

0.4940

0.550

0.5160

0.54100

0.56110

0.59120

0.62125

0.64128

0.67130

0.69131

0.71132

0.74133

0.77134

0.8135

0.83136

0.87137

0.99139

1140

_1446188447.unknown

_1446188489.unknown

_1446071183.unknown

_1446188370.unknown

_1446071092.unknown

_1446069846.unknown

_1446070103.unknown

_1446069567.unknown

_1446069622.unknown

_1446067644.unknown

_1446067739.unknown

_1446050218.unknown

_1412843560.unknown

_1446048275.unknown

_1446048600.unknown

_1446048327.unknown

_1446048451.unknown

_1446048065.unknown

_1321122635.unknown

_1321122961.unknown

_1321128310.unknown

_1382942318.unknown

_1321122968.unknown

_1321122745.unknown

_1321122516.unknown

_1262843407.unknown

_1262848375.unknown

_1286886894.unknown

_1286958320.unknown

_1309983225.unknown

_1286889871.unknown

_1262862795.unknown

_1262867886.unknown

_1265781614.unknown

_1262863379.unknown

_1262848387.unknown

_1262847886.unknown

_1262848324.unknown

_1262843439.unknown

_1262381299.unknown

_1262383099.unknown

_1262843315.unknown

_1262381378.unknown

_1262380122.unknown

_1262381195.unknown

_1262379894.unknown

_1262369389.unknown

_1262379772.unknown

_1262379783.unknown

_1262378937.unknown

_1262379550.unknown

_1262379680.unknown

_1262379442.unknown

_1262370637.unknown

_1262372982.unknown

_1262373957.unknown

_1262372909.unknown

_1262369401.unknown

_1262368681.unknown

_1262369288.unknown

_1262369297.unknown

_1262369202.unknown

_1262369270.unknown

_1262368564.unknown

_1262368670.unknown

_937894592.unknown

_1262368547.unknown

_937894590.unknown

Documents

Laporan Aib Fix Nmo