BAB I
PENDAHULUAN
Minyak Minyak bumi atau bahan bahan bakar bakar fosil fosil merupak merupakan an kebutuha kebutuhan n yang sangat penting bagi kehidupan makhluk hidup, khususnya bagi manusia selain itu minyak bumi juga memberikan pengaruh yang sangat penting bagi perkembangan dunia contohnya didalam kehidupan sehari-hari hampir sebagian besar kita temui produk-produk yang y ang banyak menggunakan mengguna kan minyak bumi. Pada prinsipnya minyak bumi terdapat dalam 2 cara utama, yaitu: 1. Pada Pada permu permukaa kaan n bumi, bumi, terut terutam amaa sebag sebagai ai remb rembesa esan, n, kadan kadang-k g-kada adang ng juga juga sebagai suatu danau, sumber atau sebagai pasir yang dijenuhi minyak bumi. 2. Di dalam dalam kerak kerak bumi, bumi, sebaga sebagaii suatu suatu akumu akumulas lasi, i, yaitu yaitu sebaga sebagaii penjen penjenuha uhan n batuan yang sebetulnya hanyalah satu-satunya cara terdapatnya yang mempunyai arti ekonomi. Penjenuhan batuan dan menjenuhi seluruh batuan tersebut. Tidak pernah minyak bumi didapatkan di dalam suatu rongga besar, suatu ruangan, danau ataupun telaga di dalam tanah apalagi suatu laut di bawah tanah. Ini bertentangan bert entangan dengan pendapat umum yang populer po puler mengenai adanya lautan minyak ataupun telaga minyak di bawah permukaan bumi. Minyak mentah (crude (crude oil ) merupakan komponen senyawa hidrokarbon yang yang terbe terbent ntuk uk dari dari fosil fosil,, lalu lalu menga mengala lami mi penge pengenda ndapa pan n serta serta menga mengalam lamii pemanasan dan mengalami sedimentasi di dalam bumi. Hidrokarbon adalah golongan senyawa karbon yang paling sederhana. Hidrokarbon hanya terdiri dari dua unsur karbon (C) dan hydrogen (H). walaupun hanya terdiri dari dua jenis unsur hidrokarbon merupakan suatu senyawa kelompok yang besar. Dalam bagian ini, akan dibahas tentang penggolongan hidrokarbon. Penggolongan \hidr \hidroka okarbo rbon n umum umumnya nya berdas berdasark arkan an bentuk bentuk ranta rantaii karbo karbon n dan dan jenis jenis ikatannya. ikatannya. Senyawa hidrokarbon hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya: a. Golon olonga gan n Asi Asikl klik ik
1
2
Golonga Golongan n asiklis asiklis atau alifat alifatik ik disebut disebut juga alkan alkan atau parafin. parafin. Golongan Golongan asilklis dapat dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon hidrokarbon jenuh dan dan tak tak jenu jenuh. h. Hidr Hidrok okar arbo bon n alif alifat atik ik memi memili liki ki rant rantai ai ling lingka karr (cin (cinci cin) n).. Berdasarkan jenis ikatan antar atom karbonnya, hidrokarbon di bedakan atas jenuh dan tak jenuh. Hidrokarbon jenuh adalah jika semua ikatan karbonkarbonnya merupakan merupakan ikatan tunggal. (− C − C −) sedangkan hidrokarbon tak jenuh adalah jika terdapat satu ikatan rangkap (C − C = C −) atau ikatan rangkap tiga (− C ≡ C −). b. Golongan Siklik Golongan siklis dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftalena dan golongan aromatik. Hidrokarbon aromatik memiliki rantai lingkar (cincin). Golongan hidrokarbon aromatik yang terdapat dalam minyak bumi adalah benzena.
Gambar 1.1. Benzene
Keluarg Keluargaa hidrokar hidrokarbon bon dikenal dikenal sebagai sebagai seri homolog homolog,, anggota anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya. Dengan teknik analisa dan perhitungan perhitungan yang baik pada proses pengolahan pengolahan minyak akan didapatkan hasil yang baik pula. Hasil analisa crude oil juga oil juga sangat dipengaruhi oleh cara atau metoda pengambilan sample fluida, karena fluida yang dihas dihasil ilka kan n oleh oleh sumu sumurr produ produks ksii dapat dapat berupa berupa gas, gas, minya minyak, k, dan air. air. Adapu Adapun n metoda pengambilan sample tersebut ada dua cara, yaitu: 1. Bottom hole sampling s ampling ; Contoh fluida diambil dari dasar lubang sumur, hal ini bertujuan agar didapat sample yang lebih mendekati kondisi di reservoir, hal ini dilakukan dengan metode DST ( Drill Drill Steam Test ). ).
2
Golonga Golongan n asiklis asiklis atau alifat alifatik ik disebut disebut juga alkan alkan atau parafin. parafin. Golongan Golongan asilklis dapat dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon hidrokarbon jenuh dan dan tak tak jenu jenuh. h. Hidr Hidrok okar arbo bon n alif alifat atik ik memi memili liki ki rant rantai ai ling lingka karr (cin (cinci cin) n).. Berdasarkan jenis ikatan antar atom karbonnya, hidrokarbon di bedakan atas jenuh dan tak jenuh. Hidrokarbon jenuh adalah jika semua ikatan karbonkarbonnya merupakan merupakan ikatan tunggal. (− C − C −) sedangkan hidrokarbon tak jenuh adalah jika terdapat satu ikatan rangkap (C − C = C −) atau ikatan rangkap tiga (− C ≡ C −). b. Golongan Siklik Golongan siklis dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftalena dan golongan aromatik. Hidrokarbon aromatik memiliki rantai lingkar (cincin). Golongan hidrokarbon aromatik yang terdapat dalam minyak bumi adalah benzena.
Gambar 1.1. Benzene
Keluarg Keluargaa hidrokar hidrokarbon bon dikenal dikenal sebagai sebagai seri homolog homolog,, anggota anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya. Dengan teknik analisa dan perhitungan perhitungan yang baik pada proses pengolahan pengolahan minyak akan didapatkan hasil yang baik pula. Hasil analisa crude oil juga oil juga sangat dipengaruhi oleh cara atau metoda pengambilan sample fluida, karena fluida yang dihas dihasil ilka kan n oleh oleh sumu sumurr produ produks ksii dapat dapat berupa berupa gas, gas, minya minyak, k, dan air. air. Adapu Adapun n metoda pengambilan sample tersebut ada dua cara, yaitu: 1. Bottom hole sampling s ampling ; Contoh fluida diambil dari dasar lubang sumur, hal ini bertujuan agar didapat sample yang lebih mendekati kondisi di reservoir, hal ini dilakukan dengan metode DST ( Drill Drill Steam Test ). ).
3
2. Surface sampling (sampling yang dilakukan dipermukaan); Cara ini biasanya dilakukan pada well head atau head atau pada separator. Agar Agar dihasilk dihasilkan an suatu suatu produk produk reservoi reservoirr yang sesuai dengan yang kita harapkan, maka pada fluida tersebut perlu dilakukan beberapa analisa atau pengukuran terhadap air, endapan, berat jenis, titik kabut, titik beku, titik tuang, flash point , fire point , viskositas, tekanan uap, dan analisa terhadap air formasi. Pemisahan Pemisahan zat padat, cair, dan gas dari minyak mutlak dilakukan sebelum minyak mencapai mencapai refinery, refinery, karena karena dengan dengan memi memisah sahka kan n minya minyak k dari dari zat-z zat-zat at tersebu tersebutt di lapangan lapangan akan dapat dapat dihindar dihindarii biaya-bi biaya-biaya aya yang seharusn seharusnya ya tidak tidak perlu. Dari sini juga dapat diketahui perbandingan-perbandingan perbandingan- perbandingan minyak dan air (WOR), minyak minyak dan gas (GOR), (GOR), serta persentase persentase padatan yang terkandung terkandung dalam minyak. Oleh Oleh karena karena itu, itu, dalam dalam memprod memproduksi uksi minyak, minyak, analisa analisa fluida fluida reservoi reservoir r sang sangat at
pent pentin ing g
dila dilaku kuka kan n
guna guna
meng menghi hind ndar arii
hamb hambat atan an-ha -hamb mbat atan an
dala dalam m
operasinya. Hal itu juga dapat membantu dalam pencapaian produktifitas secara maksimum dengan baik. Studi dari analisa fluida reservoir ini sangat bermanfaat untuk untuk mengeva mengevalua luasi si atau meranca merancang ng peralat peralatan an produksi produksi yang sesuai sesuai dengan dengan keada keadaan an di suatu suatu reser reservoi voir, r, meni meningk ngkatk atkan an efisi efisiens ensi, i, serta serta guna guna menun menunja jang ng kelancaran proses produksi. Anali Analisa sa reser reservoi voirr sanga sangatt dibutu dibutuhka hkan n untuk untuk menge mengenal nalii karakt karakter erist istik ik reser reservoi voirr yang yang akan akan dikem dikemban bangka gkan n lebih lebih lanju lanjut. t. Anal Analisa isa ini ini bergu berguna na pada pada lapan lapangan gan yang yang baru baru akan akan di eksplo eksploras rasii maupu maupun n lapan lapangan gan yang yang telah telah lama lama diproduksi. Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas, cair serta serta padatan padatan bergantu bergantung ng pada komposi komposisiny sinyaa yang khusus khusus serta serta tekanan tekanan yang mempeng mempengaruh aruhinya inya.. Endapan Endapan hidrokar hidrokarbon bon yang berbentu berbentuk k cair cair dikenal dikenal sebagai sebagai minyak bumi, sedangkan yang berupa gas dikenal sebagai gas bumi. Air formasi biasanya disebut dengan oil field water atau water atau connate water intertial water adalah water adalah air yang terproduksikan bersama-sama dengan minyak dan gas.
4
Praktikum yang dilakukan di laboratorium analisa fluida reservoir mempunyai tujuan yaitu memahami sifat – sifat fisik dan sifat kimia dari reservoir terutama minyak mentah dan air formasi. Sifat-sifat fisik pada air formasi, yaitu : 1. Kompresibilitas Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air formasi
yang
disebabkan
oleh
adanya
perubahan
tekanan
yang
mempengaruhinya. 2. Kelarutan gas di dalam air 3. Viskositas Air Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi tersebut 4. Berat Jenis Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan dengan massa per satuan volume 5. Konduktifitas
Dan sifat – sifat kimia pada air formasi ialah : 1. Ion-ion negative (anion) 2. Ion-ion positif (kation)
Dalam praktikum ada beberapa hal yang kami pelajari : 1.
Penentuan Kandungan Air dengan Dean & Stark Method
2. Penentuan Kandungan Air dan Endapan (% BS & W) dengan Centrifuge 3. Penentuan Specific Gravity 4. Penentuan Titik Kabut, Titik Beku, dan Titik Tuang 5. Penentuan Titik Nyala dan Titik Bakar dengan Tag Closed Tester 6. Penentuan Viskositas Kinematik Secara Coba – Coba (Tentative Method) 7. Analisa Kimiawi Air Formasi
BAB II
PENENTUAN KANDUNGAN AIR DENGAN MENGGUNAKAN DEAN & STARK METHOD
2.1.
Tujuan Percobaan
1. Menentukan kandungan air dari minyak atau crude oil dengan metode Dean & Stark . 2. Mengetahui sifat – sifat emulsi dan cara pencegahannya. 3. Mengetahui sifat – sifat air di reservoir yang mempunyai kemampuan untuk melarutkan hidrokarbon, komposisi, faktor volume formasi dan karakteristik viskositas pada suhu dan tekanan formasi. 4. Mengetahui dampak yang diakibatkan dari terikutnya air formasi kepermukaan.
2.2.
Teori Dasar
Minyak mentah yang kita produksi secara langsung dari dalam perut bumi pada kenyataannya bukan minyak murni melainkan masih mengandung gas maupun air, hal ini nantinya akan mempengaruhi perhitungan jumlah minyak yang akan diproduksi, karena dalam suatu reservoir khususnya minyak, akan selalu didapatkan kandungan air. Air mempunyai kemampuan untuk melarutkan banyak zat-zat organik. Air sering terkandung dalam minyak mentah atau crude oil sebagai fasa cair bersama dengan minyak atau gas yang terlarut didalamnya. Air permukaan dan air produksi mengandung sejumlah zat yang dihasilkan oleh kontak air dengan tanah dan batuan formasi sehingga air melarutkan sejumlah komponen dari tanah dan batuan formasi tersebut. Selain itu air mengandung padatan yang tersuspensi dari gas yang terlarut. Sifat-sifat melarutkan
air
reservoir
hidrokarbon,
ini
komposisi,
5
mempunyai faktor
kemampuan
volume
formasi,
untuk dan
6
karakteristik viskositas pada suhu dan tekanan formasi. Pemisahan antara minyak dan air yang terkandung di dalamnya disebut “dehidrasi minyak bumi”. Dehidrasi ini dilakukan
baik pada penghilangan
maupun
transportasi minyak karena air yang terkandung dalam minyak dapat menyebabkan korosi pada pipa-pipa minyak tempat penimbunan minyak, dan lain sebagainya. Dehidrasi ini merupakan persoalan kimia maupun fisika yang diperlukan untuk mendapatkan pemisahan yang se-efisien mungkin. Air formasi yang terkandung dalam minyak ada dua macam, yaitu : a. Air bebas, merupakan air yang terbebaskan dari minyak. b. Air emulsi, air yang melayang–layang di dalam minyak dan diperlukan cara khusus untuk memisahkannya. Dalam lapangan minyak, air bebas lebih mudah untuk dibebaskan (dipisahkan) dari minyaknya dibandingkan dengan air emulsi. Pemisahan air bebas dari minyaknya dapat dilakukan dengan mendiamkan atau settling dalam suatu tempat, dicampur gas olise, bisulfide, atau dipanaskan. Tetapi untuk air emulsi, pemisahannya memerlukan cara-cara khusus. Terjadinya emulsi ini memerlukan tiga syarat, yaitu : a. Adanya dua zat cair yang tidak saling campur. b. Adanya zat yang menyebabkan terjadinya emulsi (emulsifying agent ). c. Adanya agitasi. Sifat – sifat emulsi antara lain : a. Umumnya kadar air emulsi cukup tinggi. Hal ini disebabkan penguapan sejumlah air, gas alam sebelum terjadi emulsifikasi pada residu airnya. Kadar garam yang besar pada fasa cair berpengaruh besar pada gaya permukaan antara cairan minyak dan air. Di antara zat-zat tersebut dengan emulsifying agent nya yang antara dua fasa yang bersangkutan.
terkonsentrasi
7
b. Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifat-sifat minyak. Semakin besar viskositasnya, residu karbon, dan tegangan permukaan minyak semakin terbentuk emulsi. c. Semakin lama emulsi terbentuk semakin ketat atau semakin susah untuk dipisahkan. Setelah memahami syarat-syarat terjadinya emulsi, kemudian sifatsifat dari emulsi, maka akan mempermudah kita dalam proses pencegahan. Adapun cara mencegah terjadinya peristiwa emulsifikasi ini antara lain: a. Memperkecil tingkat agitasi dengan mengurangi kecepatan pompa. b. Penggunaan zat anti emulsifikasi. c. Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi. Disamping cara pencegahan emulsi diatas, kita juga dapat melakukan pemisahan jika telah terjadi emulsifikasi, yaitu dengan menggunakan metode-metode berikut:
Metode gravitasi settling (gaya berat)
Metode pemanasan/heating (heat treatment )
Metode elektrik (electrical dehydration)
Metode kimiawi (chemistry dehydration)
Metode sentrifugal
Metode destilasi
Metode absorbsi Pemisahan
minyak
terhadap
air
mutlak
dilakukan
untuk
menghindari kerugian yaitu pipe line akan berkurang kapasitasnya karena harus mentransport minyak dengan air. Kadar air yang berlebih dapat menimbulkan : •
Korosi : aliran fluida yang terjadi bersamaan dengan desakan O2 yang terjadi didalam pipa sehingga menyebabkan pipa berkarat.
•
Scale
: air formasi yang membawa zat yang dapat menyebabkan penyumbatan pada pipa.
•
Emulsi : keadaan dimana zat cair tidak saling melarutkan atau sukar larut dengan zat cair.
8
Untuk mengetahui kadar air dalam minyak ini dapat dilakukan dengan mengujinya dengan metode destilasi yang disebut dengan istilah Dean & Stark Method. Prinsip pengujian kadar air ini adalah secara destilasi atau pemanasan fluida sample pada suhu tertentu hingga terjadi proses penguapan. Dengan adanya condensor , maka akan memungkinkan terjadinya kondensasi dari uap yang ditimbulkan oleh pemanasan tadi, sehingga uap akan mengembun, dan akan tertampung didalam water trap, sehingga akan dapat diketahui volume air yang terlarut didalam crude oil tersebut. Kandungan air ini perlu ditentukan agar bisa diketahui berapa prosentase kandungan air ini didalam minyak bumi melalui percobaan di laboratorium. Biasanya minyak bumi yang ditentukan kandungan airnya dengan cara ini berasal dari crude oil yang sudah ada didalam tangki. Salah satu fungsi dari penentuan kandungan air ini yaitu bisa dipakai untuk melihat kualitas crude oil yang nantinya akan dapat berhubungan dengan harga jualnya. Jika kandungan airnya banyak maka mutu dari crude oil tersebut adalah jelek sehingga harga jualnya semakin rendah ataupun sebaliknya.
2.3.
Peralatan dan Bahan 2.3.1. Peralatan
1)
Condensor
2)
Receiver
3) Ground Flask Joint 4)
Electrical Oven
9
Gambar 2.1. Ground Flask Joint
Gambar 2.2. Dean & Stark Method
Gambar 2.3. Electric Oven
2.3.2. Bahan yang digunakan
1. Sample minyak mentah 100 ml 2. Solvent ( kerosin ) 100 ml 3. Air
2.4.
Prosedur Percobaan
10
1.
Sirkulasi air dalam peralatan
2.
Alat harus dalam keadaan bersih dan siap pakai
3.
Ambil sample (minyak ringan atau berat) 100ml
4.
Tambahkan kedalamnya solvent (bensin atau kerosin) 100ml
5.
Masukkan campuran tersebut kedalam plask
6.
Hubungkan electrical oven dengan arus listrik, dan setelah beberapa jam pastikan telah terjadi kondensasi.
7.
Amati proses kondensasi dengan adanya air yang terdapat pada water trap.
8.
Jika pada water trap sudah tidak ada penambahan air lagi, laporkan % air dengan Dean and Stark Method.
9.
2.5.
Kandungan air ( % ) = ( volume air / volume sample ) x 100%
Hasil Analisa Dan Perhitungan 2.5.1. Hasil Analisa
Data Umum
Data Kelompok
50 ml 50 ml 0,35 ml
47 ml 47 ml 0,43 ml
Volume Sampel (ml) Volume Solvent (ml) Volume air yang tertampung (ml) 2.5.2. Perhitungan
a.
Data Umum Persen kandungan air dalam sample :
b.
Data Kelompok Persen kandungan air dalam sample :
11
2.6.
Pembahasan
Crude oil yang oil yang dihasilkan dari dalam sumur pemboran tidak semua mengand mengandung ung minyak, minyak, tetapi tetapi juga mengand mengandung ung campura campuran n air dan gas. Sebelum proses pemanasan, pemanasan, sample minyak yang akan digunakan terlebih terlebih dahulu dahulu dicampu dicampurr dengan dengan solvent (pela (pelarut rut)) yang yang pada pada percob percobaa aan n ini ini menggunakan menggunakan kerosin, karena mempercepat mempercepat proses penguapan, penguapan, disamping disamping itu juga mengunakan mengunakan kerikil kerikil yang ditaruh didalam didalam ground flask joint supaya mengimbangi tekanan uap agar tidak terjadi ledakan. Jumlah air yang terdapa terdapatt dalam dalam wate waterr trap trap merup merupak akan an fungsi fungsi waktu waktu dari dari hasil hasil destila destilasi, si, karena karena semakin semakin lama lama waktu waktu yang digunakan digunakan maka maka air yang didapat didapat semakin semakin banyak banyak tergant tergantung ung atas atas kondisi kondisi air didalam didalam minyak, minyak, karena berhubungan dengan persen kandungan air. Dengan mengetahui % kandu kandunga ngan n air ini ini nanti nantinya nya dapat dapat diket diketahu ahuii minya minyak k (crude yang crude oil ) yang memili memiliki ki kualita kualitass yang baik, baik, yang nantinya nantinya dapat dapat diperole diperoleh h gambaran gambaran mengenai keadaann minyak mentah dan jumlahnya yang memungkinkan untuk diproduksikan. Percoba Percobaan an dengan dengan metode metode ini kurang kurang efektif efektif karena karena penguapa penguapan n minya minyak k
yang yang
menga mengakib kibat atkan kan berkur berkuran angny gnyaa gravity
miny minyak ak
yang yang
bersangkutan. Kehilangan gravity ini adalah karena penguapan fraksi – fraksi fraksi dari minyak. minyak. Pengura Pengurangan ngan penguapa penguapan n dapat dapat dilakuka dilakukan n dengan dengan memanaskan minyak dalam ruang yang tertutup rapat. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk mempercepat proses pemisahan air dari dar i minyak serta proses pemanasannya. pe manasannya.
12
Dari analisa dan perhitungan di atas, kemudian diplotkan menjadi suatu suatu grafik. grafik. Grafik ini merupak merupakan an hubungan hubungan antara % kadar kadar air yang terk terkan andu dung ng
terh terhad adap ap
volu volume me
air air
tert tertam ampu pung ng
dari dari
masi masing ng-m -mas asin ing g
kelompok.
Grafik 2.1. Kelompok Vs %Kadar Air
. Dalam percobaan kita menghitung persen kandungan air dalam
sampel denga engan n rumus
dan dan
dihasilkan air sebanyak 0,7 % dalam 50 ml sampel minyak dari data umum dan 0,914% dalam 50 ml sampel minyak dari data kelompok. Hal ini menunjukkan bahwa sampel merupakan sampel minyak (crude (crude oil ) yang baik, karena memiliki kandungan air dibawah 1 %.
2.7.
Kesimpulan
Dari percobaan yang telah dilakukan, dapat disimpulkan :
13
1. Kero Kerosi sin n adal adalah ah camp campur uran an yang yang berf berfun ungs gsii seba sebaga gaii kata katali liss yang yang mempercepat terjadinya penguapan, tetapi tidak ikut bereaksi ketika terjadi pemanasan. 2. Agar Agar data yang dipero diperoleh leh lebih lebih akurat, akurat, maka maka pemanasa pemanasan n minyak minyak harus dalam keadaan ruang an yang tertutup rapat, sehingga tidak ada uap yang keluar. 3. Dari Dari hasil perhit perhitunga ungan, n, didapatk didapatkan an besar % kadar kadar air yang terkand terkandung ung dalam minyak mentah adalah sangat kecil, kurang dari 1 % sehingga minyak minyak yang nantinya nantinya akan diproduk diproduksika sikan n memili memiliki ki kualitas kualitas yang baik. 4. Semaki Semakin n besar volume volume air yang terta tertampun mpung, g, maka semakin semakin besar besar juga % kadar airnya. Pada volume air tertampung sebesar 0,35 ml, didapat % kadar air sebesar 0,7 % sedangkan pada volume air tertampung sebesar 0,43 ml didapat % kadar air sebesar 0,914 %. 5. Agar Agar data yang dipero diperoleh leh lebih lebih akurat, akurat, maka maka pemanasa pemanasan n minyak minyak harus dalam keadaan ruangan yang tertutup rapat, sehingga tidak ada uap yang keluar. 6. Dari Dari hasil hasil percobaan percobaan ini ini yang di dapat dapat kandunga kandungan n air sebanyak sebanyak kurang kurang dar dari 1 % sam sample minyak yak ,Jik Jika ada kada adar air yang berle rlebih menimbulkan korosi, scale korosi, scale,, dan emulsi. 7. Dari Dari hasil hasil percob percobaa aan n dipero diperole leh h bahwa bahwa air biasa biasanya nya selal selalu u ada ada dalam dalam minyak mentah meskipun dalam prosentase yang kecil. 8. Adanya Adanya persent persentasi asi air yang yang cukup tinggi tinggi pada pada hasil percob percobaan, aan, dapat dapat disebabkan oleh : •
Kurang bersihnya alat praktikum
•
Kurang telitinya praktikan selama proses praktikum.
BAB III
PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN DENGAN (BS & W) DENGAN CENTRIFUGE METHODE
3.1.
Tujuan Percobaan
1. Menentukan kandungan air dan endapan sedimen dari crude oil atau bahan bakar dengan metode centrifuge. 2. Menentukan separator yang digunakan sesuai dengan jenis fluida yang diproduksi. 3. Memahami dengan benar akibat dari endapan yang terlalu banyak melewati pipa produksi. 4. Mengetahui kualitas minyak dari kandungan air dan juga menentukan endapan sedimen yang ikut terproduksi di dalam reservoir.
3.2.
Teori Dasar
Pada dasarnya setiap orang yang ikut dalam proses penanganan masalah air,penting untuk mengetahui: 1. Penyusun atau unsur-unsur yang terkandung dalam air dan sifatsifatnya. 2. Informasi tentang penyusun atau unsur tersebut dan sifat dari air tersebut. 3. Metode analisa yang dipakai dalam analisa. Penyusun utama air dan sifat-sifatnya yang penting untuk dipelajari adalah ion-ion dan sifat yang berhubungan dengan plugging dan korosi. Penyusun air serta sifatnya dapat dikemukakan sebagai berikut :
14
15
Tabel 3.1.Penyusun Air dan Sifatnya
KATION
ANION
SIFAT-SIFAT pH
Calsium (Ca)
Chlorida (Cl)
Padatan yang tersuspensi
Magnesium
Carbonat (CO3)
Padatan yang tersuspensi
(Mg) Iron (Fe)
Bicarbonat (HCO3)
Turbidity
Sumur-sumur minyak atau crude oil yang dapat menghasilkan minyak yang bersih dengan hanya sejumlah zat-zat tambahan, tetapi dilain pihak sumur-sumur dapat menghasilkan air yang relatif besar atau padatan yang jumlahnya besar pula. Sejumlah sumur akan sedikit sekali memproduksi gas, sedangkan yang lain banyak sekali memproduksi gas. Kemungkinan untuk memisahkan air dan padatan yang melayang-layang (suspensi) terutama karena permintaan dari perusahaan pipa minyak agar minyak atau crude oil yang dikehendaki ditransport tidak mengandung lebih dari 2%-3% air dan padatan. Zat-zat padat yang terdapat dalam minyak atau crude oil biasanya adalah pasir dan serpih, yang mana pada umumnya terdapat pada minyakminyak atau crude oil yang diproduksikan pada formasi porous yang tak tersemenkan. Zat-zat padatan ini dapat menyebabkan gangguan dan kerugian pada produksi minyak atau crude oil . Minyak yang diproduksi ke permukaan seringkali bercampur dengan sedimen-sedimen yang dapat mempengaruhi proses/laju produksi, untuk itu endapan tersebut harus dipisahkan dengan cara: 1)
Di Laboratorium Dengan menggunakan metode centrifuge yaitu dengan menggunakan gaya centrifugal sehingga air, minyak dan endapan dapat terpisahkan.
2)
Di Lapangan Jika pemboran dilakukan di darat (on shore) maka dibuatkan kolamkolam pengendapan, sedangkan jika pemboran dilakukan di lepas
16
pantai (off shore) maka disamping dilakukan di separator juga dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia tertentu. Suatu suspensi atau campuran yang berada pada suatu tabung (baik itu tabung besar atau pun tabung kecil) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya centrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah, dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada di atas. Seba gai contoh minyak dengan air. Minyak mempunyai berat jenis (ρ) sebesar 0,8 gr/cc sedangkan air mempunyai berat jenis (ρ) sebesar 1 gr/cc sehingga minyak akan berada di atas air. Sedimen-sedimen yang ikut terbawa bersama air biasa dikenal dengan istilah scale (endapan). Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan dipermukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi produksi. Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi. Mekanisme
terbentuknya
kristal-kristal
pembentuk scale
berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen. Persentase kandungan air dan endapan yang di dapat dari hasil pengujian di laboratrium, dapat dijadikan sebagai acuan terhadap kualitas dari minyak yang nantinya akan diproduksi, serta dapat dilakukan antisipasi dini terhadap adanya endapan tersebut. Metode Centrifuge ini mempunyai kelebihan antara lain :
17
1.
Waktu
yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta
endapan lain lebih singkat dari pada menggunakan Dean & Stark Method. 2.
Pemindahan alat yang sangat mudah dilakukan. Pengujian dan peralatannya pun lebih mudah dari pada menggunakan metode Dean & Stark
3.3.
Peralatan Dan Bahan 3.3.1. Peralatan
1)
Centrifuge
2) Centrifuge tube 100 ml 3)
Transformer
Gambar 3.1. Centrifuge
Gambar 3.2. Centrifuge Tube 100 ml
18
Gambar 3.3. Transformer
3.3.2. Bahan yang digunakan
3.4.
1)
Sampel minyak
2)
Air
3)
Toluena / bensin
Prosedur Percobaan
1.
Siapkan sampel minyak 100 ml ( 2 % ).
2.
Masukkan ke dalam centrifuge dalam posisi berpasangan.
3.
Centrifuge tube dimasukkan ke dalam centrifuge.
4.
Hubungkan dengan transformer.
5.
Atur timer dalam 10 menit.
6.
Atur regulator pada posisi 8, dan baca RPM.
7.
Setelah timer berhenti, tunggu beberapa menit hingga putaran berhenti.
8.
Ambil centrifuge dan laporkan BS & W dalam persen.
19
3.5.
Hasil Analisa Dan Perhitungan 3.5.1. Hasil Analisa Parameter Analisa Volume air ( ml ) Lama Pemutara
Sampel Minyak I Data Data Umum
Sampel Minyak II Data Data
Kelompok 80 ml
Umum
10 menit
10 menit
10 menit
10 menit
1625 RPM
1625 RPM
1625 RPM
1625 RPM
80 ml
80 ml
Kelompok 80 ml
n (menit) Rotation Per minute (RPM)
Parameter Analisa Volume Air ( ml ) Volume Padatan ( ml ) % BS & W
Sampel Minyak I Data Data Umum
0,4 ml
Kelompok 0,5 ml
Sampel Minyak II Data Data Umum
0,05 ml
0,03 ml 0,06 ml 0,637
Kelompok 0,006 ml
0 ml 0 ml
0,662
0,062
Grafik 3.1. Kelompok Vs % Bs & W Sampel Minyak I
0,007
20
Grafik 3.2. Kelompok Vs % Bs & W Sampel Minyak II
3.5.2. Perhitungan
a. Data Umum
21
o
Sample Minyak I
5,75.10-3
o
Sample Minyak II
10-4
b. Data Kelompok o
Sample Minyak I
6,625.10-3
o
Sample Minyak II
22
10-5
3.6.
Pembahasan
Dari percobaan kita dapat mengetahui bahwa kandungan air dalam sample minyak dalam suatu sumur ternyata dapat berbeda. Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi BS & W, antara lain : 1. Penyebaran air yang tidak merata dalam batuan reservoir 2. Kondisi dari formasi (kompak atau tidak kompak) Selain mengandung air, crude oil juga mengandung padatan yang berupa pasir dan butiran-butiran yang berasal dari reservoir. Padatan akan masuk ke lubang bor dan akan ikut naik ke permukaan. Sama seperti air, padatan juga mempengaruhi minyak yang diproduksi. Percobaan dengan centrifuge method menghitung kandungan air, minyak dan endapan. Pada dasarnya metode yang dipakai pada percobaan ini adalah metode perputaran yang mengakibatkan gaya centrifugal. Pada waktu perputaran akan bekerja gaya centrifugal yang menyebabkan molekul-molekul fluida yang terlempar menjauhi titik pusat perputarannya. Selain itu, karena adanya gaya gravitasi maka molekulmolekul fluida akan di endapkan berdasarkan berat jenisnya masingmasing. Keuntungan menggunakan metode centrifuge : a. Hasil yang didapat lebih banyak (minyak, air, dan endapan) b. Semakin besar nilai rpm, semakin cepat proses pemisahan antara minyak, air, dan endapan Untuk mencari % BS & W adalah dengan menghitung volume air ditambah dengan volume padatan berbanding terbalik dengan volume sample dikalikan 100%. Dari hasil perhitungan tersebut, dapat diperoleh % kadar air dan sedimen ( BS & W ). Pada percobaan diatas diperoleh kandungan % BS & W (base sediment & water ) untuk sampel I sebesar
23
0,637%, dan untuk % BS & W (base sediment & water ) pada sample II sebesar 0,062%.
% BS & W (base sediment & water ) pada sample
minyak I lebih besar dari % BS & W (base sediment & water ) pada sampel minyak II, diakibatkan karena volume air dan volume padatan untuk sampel II sangat kecil dari pada volume air dan volume padatan untuk sampel I, sedangkan volume sampelnya yaitu sebesar 80 ml.
3.7.
Kesimpulan
Dari hasil analisa dan perhitungan dapat disimpulkan sebagai berikut ini : 1. Dengan centrifuge method pemisahan fasa-fasa fluida yang bercampur dapat dilakukan secara langsung berdasarkan densitynya. Fluida yang memiliki densitas
lebih besar akan mengendap di bagian dasar
centrifuge tube dan diikuti endapan fluida yang densitasnya lebih kecil. 2. Metode centrifuge mempunyai proses pemisahan yang lebih cepat dan lebih akurat dibandingkan dengan metode Dean dan Stark. 3. Kandungan air dan endapan mempengaruhi mutu suatu minyak yang nantinya akan diproduksikan. Semakin kecil persentase kandungan air maka semakin baik mutu minyaknya, begitu juga sebaliknya. 4. Pada percobaan diperoleh kandungan % BS & W (base sediment & water ) untuk sampel I sebesar 0,637 %, dan untuk % BS & W (base sediment & water ) pada sample II sebesar 0,062%. % BS & W (base sediment & water ) pada sample minyak I lebih besar dari % BS & W (base sediment & water ) pada sampel minyak II, diakibatkan karena volume air dan volume padatan untuk sampel II sangat kecil dari pada volume air dan volume padatan untuk sampel I, sedangkan volume sampelnya yaitu sebesar 80ml. 5. Padatan yang ikut terproduksi akan menyebabkan gangguan dan kerugian dalam proses produksi sehingga penentuan BS & W akan sangat penting dalam menentukan peralatan yang akan dipakai. 6. Keuntungan menggunakan metode Centrifuge : 7. Hasil yang didapat lebih banyak (minyak, air, dan endapan)
24
8. Semakin besar nilai rpm, semakin cepat proses pemisahan antara minyak, air, dan endapan 9. Adanya padatan yang terdapat dalam crude oil diakibatkan oleh pencampuran
hidrokarbon
yang
terdapat
dalam
formasi
yang
mengandung kotoran seperti tetesan air dari batuan dalam formasi tersebut.
BAB IV
PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY
4.1. Tujuan Percobaan
1. Agar kita mengerti pengertian dari specific gravity. 2. Menentukan harga specific gravity atau berat jenis minyak mentah dan gas pada temperatur 60 oF. 3. Menentukan kualitas minyak bumi berdasarkan SG dan 0API. 4. Menentukan faktor besarnya specific gravity (SG). 5. Menentukan perbandingan antara viskositas dengan specific gravity (SG).
4.2. Teori Dasar
Specific gravity cairan hidrokarbon ( minyak ) didefinisikan sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada tekanan dan temperatur yang sama atau dapat ditulis :
SG =
O W
Biasanya specific gravity digunakan dalam pembicaraan tentang sifat fisik cairan yaitu specific gravity pada temperatur dan tekanan standar ( temperatur 60 oF dan tekanan atmosfer pada 14,7 psia ). Hubungan SG ( specific grafity ) minyak dan derajat oAPI ( American Petroleum Institute) dinyatakan : ° API =
141,5 SG Oil
25
−131,5
26
Harga oAPI untuk berat jenis minyak antara lain : -
Minyak berat
=
10 - 20 oAPI
-
Minyak sedang
=
20 - 30 oAPI
-
Minyak ringan
=
> 30 oAPI
Sedangkan untuk specific gravity gas atau campuran gas adalah perbandingan antara densitas gas atau campuran gas dengan udara, pada kondisi tekanan dan temperature yang sama. Specific grafity gas dengan rumus :
Sg =
t 1 t 2
2
2
Dimana : Sg
=
spesifik correction gravity gas atau campuran gas
t1
=
waktu yang diperlukan sample gas dari batas bawah sampai batas atas, detik.
t2
=
Waktu yang diperlukan udara dari batas bawah sampai dengan batas atas, detik.
o
API minyak bumi menunjukkan kualitas minyak. Makin kecil
berat jenisnya makin tinggi oAPI-nya, maka minyak tersebut makin berharga karena lebih banyak mengandung bensin. Sebaliknya makin rendah oAPI-nya, semakin besar berat jenisnya, maka mutu atau kualitas minyak bumi tersebut kurang, karena lebih banyak mengandung residu atau lilin. Dewasa ini dari minyak berat pun dapat dibuat bensin lebih banyak dengan sistem cracking dalam penyulingan, tetapi memerlukan biaya yang lebih tinggi. Selain oAPI untuk menyatakan berat jenis, digunakan juga sistem baume, akan tetapi jarang digunakan karena
o
Baume tidak dapat
membedakan klasifikasi specific grafity gas yang satu dengan yang lainnya.
27
° Baume =
140 BJ Oil
−130
Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan suatu peralatan yaitu hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas minyak yang akan ditest.
Peralatan ini dilengkapi
dengan skala pembacaan sampai puluhan derajat Baume atau oAPI unit. Ada hydrometer yang khusus, disebut Thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang di bagian bawah hydrometer tersebut, yang dipakai untuk mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu peralatan saja. Specific gravity dari minyak bumi adalah perbandingan antara berat yang diberikan oleh minyak tersebut pada volume tertentu dengan berat air suling pada volume tertentu, dengan berat air suling pada volume yang sama dan diukur pada temperatur 60 oF. Sedangkan oAPI minyak bumi menunjukkan kualitas minyak bumi tersebut berdasarkan dari standar Amerika. Makin kecil SG ( specific gravity) atau makin besar oAPI nya akan sedikit mengandung lilin atau residu aspal atau paraffin. Namun, dewasa ini minyak bumi berat dapat dibuat fraksi bensin lebih banyak dengan menggunakan metode cracking dalam penyulingan, namun proses ini memerlukan banyak biaya. Dalam industri perminyakan, density merupakan spesifikasi penting untuk produk- produk kilang karena dapat digunakan untuk prediksi kandungan gasoline, dan kerosin dan minyak solar dalam minyak bumi. Hubungan antara density minyak bumi dan komposisi fraksinasi hanya valid (dapat dibenarkan) apabila digunakan untuk jenis minyak tertentu sedang untuk jenis minyak yang berbeda hubungan tersebut tidak berlaku. Namun demikian sampai saat sekarang masih digunakan untuk estimasi sifat – sifat minyak bumi dan produk minyak bumi secara kasar. Density suatu minyak bumi dipengaruhi oleh komposisinya, tetapi hubungan secara kuantitatif sulit untuk memperolehnya. Umumnya
28
density rendah menunjukkan bahwa kandungan parafin besar, sebaliknya density besar maka kandungan aromanya tinggi. Disamping itu terdapat hubungan antara density dan kadar sulfur, conradson carbon residue, viskositas, aspaltin danresin.
4.3. Peralatan Dan Bahan 4.3.1.
Peralatan
1. Hydrometer dan Thermometer 2. Gelas Ukur 500 ml
Gambar 4.1. Hydrometer & Thermometer
Gambar 4.2. Gelas Ukur
4.3.2. Bahan yang digunakan
1. Sampel minyak 500 ml
4.4. Prosedur Percobaan
1. Ambil sampel minyak 500 ml. 2. Masukkan ke dalam gelas ukur.
29
3. Masukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah ( misal dari 0,6 sampai dengan 1,1 ). 4. Masukkan thermometer derajat Farenheit, ke dalamnya. 5. Baca harga SG dan temperaturnya. 6. Dari hasil pembacaan, gunakan tabel untuk mendapatkan gravity API sebenarnya.
4.5. Analisa Dan Perhitungan 4.5.1. Analisa
Volume sampel (ml) Temperatur sampel Specific Grafity (SG) sampel
Data Umum
Data Kelompok
500 ml 25 C = 77 oF 0,875
500 ml 25 C = 46,08 oF 0,867
o
4.5.2. Koreksi oAPI Tabel 4.1. Harga Koreksi o API
o
API terukur
30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45
o
API 60/60 oF
28,5 29,5 30,5 31,5 32,5 33,5 34,5 35,5 36,5 37,5 38,5 39,5 40,5 41,5 42,5 43,5
o
30
46
44,5
47
45,5
4.5.3. Perhitungan
a. Data Umum
Konversi temperatur sampel 25 oC =
9 x25 o + 32 o 5 o
= 77 F
Menghitung harga oAPI terukur o
API terukur
141.5
=
SGterukur 141.5
= =
0.875
−131.5
−131.5
30,214
Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF o
API pada 60/60 oF
:
31 − 30,214
31
31 − 30 0,786
30,213
1
X
=
29,5 − X 1
29,5 – X
X
=
29,5 – 0,786
=
28,714
28, 5
=
29,5 −28,5
=
Menghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF SG 60/60 oF
=
29,5 − X
0,786 30 29, 5
=
141,5 131,5 + API 60/60 F o
141,5 131,5 +28,714
31
141,5
= =
160,214
0,883
Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi (fcorr) dari tabel sebesar 3,6 x 10-4 maka : SGtrue
o
APItrue
{ f x(T
SG60
=
0,883 + 0,00036. × ( 77 − 60 ) F
=
0,883 + 0,00612
=
0,889
F
+
corr
{
141.5
=
=
o
60
SGtrue 141.5
=
0,889
−131,5 −131,5
27,667
Konversi temperatur sampel 25,6 oC =
9 x 25,6 o + 32 o 5
= 78,08 oF
Menghitung harga oAPI terukur o
API terukur
= = =
141,5
SGterukur 141,5 0,867
−
60
o
b. Data Kelompok
F )}
o
=
−131,5
−131,5
31,706
Menghitung koreksi oAPI pada 60/60 oF
}
32
o
API pada 60/60 oF
:
32 − 31,706 32 − 31
0,294
32
0,294 X
31 30, 5
X
30.5 − X
29, 5
1
=
30,5 – X
=
30,5 – 0,294
=
30,206
Menghitung harga SG Koreksi pada 60/60 oF SG 60/60 oF
= = = =
− X 30,5 −29,5
=
1
31,706
30,5
=
141,5 131,5 + API 60/60 F o
141,5 131,5 +30,206
141,5 161,706
0,875
Berdasarkan data-data analisis, diperoleh harga faktor koreksi (fcorr) dari tabel sebesar 3,6 x 10-4 maka : SGtrue
o
APItrue
F )}
o
SG60
=
0,875 + 0,0036. × ( 78,08 − 60 ) F
=
0,875 + 0,0065088
=
0,881
= = =
4.6. Pembahasan
{ f x(T
=
o
60
F
+
corr
{
141,5
SGtrue 141,5 0,881
29,112
−131,5
−131,5
− 60
o
}
33
Specific gravity cairan hidrokarbon (minyak) didefinisikan sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan densitas air yang diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Penentuan specific gravity minyak, diperoleh dari pengukuran berat jenis pada kondisi standar yaitu pada temperatur 60 F dan tekanan 14,7 Psia. Pada temperatur dan tekanan yang tinggi, air akan mengalami evaporasi. Dengan adanya evaporasi, berarti terjadinya ekspansi (pertambahan volume). Jika volume semakin besar, maka massa jenis air akan berkurang. Dan pada minyak, pada tekanan dan temperatur tinggi justru massa jenisnya semakin bertambah. Sehingga apabila diperhitungkan besar SG minyak, massa jenis minyak yang bertambah dibagi dengan massa jenis air yang berkurang, akan menghasilkan SG minyak yang besar. Dimana harga derajat API untuk berat jenis minyak antara lain : a. Minyak berat
: 10 - 20
API
b. Minyak sedang
: 20 - 30 API
c. Minyak ringan
: > 30 API
API minyak yang menunjukkan kualitas minyak, makin kecil berat jenisnya maka makin tinggi
API sehingga minyak tersebut makin
berharga karena lebih sedikit mengandung pengotor. Sebaliknya, makin rendah
API maka semakin besar berat jenisnya, sehingga mutu atau
kualitas minyak tersebut kurang baik karena mengandung residu. Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas minyak yang akan ditest. Alat ini dilengkapi dengan skala pembacaan sampai puluhan derajat Baume atau API unit. Ada hydrometer yang khusus, disebut thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang di bagaian
bawah
hydrometer
tersebut,
yang
dipakai
untuk
mendeterminasikan specific gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu alat saja. Dari hasil perhitungan data, dapat diperoleh data umum oAPI sebesar 27,667 dan data kelompok °API sebesar 29,112. Hasil tersebut
34
dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak sedang. Di dalam dunia perminyakan, diharapkan hasil suatu formasi diharapkan memiliki oAPI (>30) yaitu kategori minyak ringan, karena minyak ringan memiliki berat jenis kecil dan mudah diproduksi dan nilai jualnya semakin tinggi. Perubahan tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi besar kecilnya oAPI. Dengan adanya tekanan dan temperatur yang berbeda itulah yang menyebabkan crude oil dapat mengalir hingga ke permukaan. Hal ini dikarenakan bahwa temperatur dan tekanan dipermukaan lebih kecil dari pada temperatur dan tekanan yang ada di reservoir.
4.7.
Kesimpulan
1.
Semakin
besar
harga specific
gravity
minyak, semakin kecil harga oAPI minyak tersebut. Semakin kecil harga specific gravity minyak, maka semakin besar harga oAPI minyak tersebut. 2.
Crude oil memiliki beberapa kategori yaitu kategori minyak berat (10-20), minyak sedang (20-30) dan minyak ringan (>30), tetapi yang diharapkan pada suatu formasi adalah minyak yang memiliki oAPI (>30) kategori minyak ringan, sebab berat jenisnya kecil dan mudah diproduksi, serta nilai jualnya semakin tinggi.
3.
Dari hasil perhitungan data, dapat diperoleh data umum oAPI sebesar 27,667 dan data kelompok °API sebesar 29,112. Hasil tersebut dapat dikatakan sebagai hasil kategori minyak sedang.
4.
Faktor utama yang mempengaruhi besar kecilnya oAPI minyak adalah perubahan tekanan dan temperatur.
5.
Pada percobaan ini dengan adanya tekanan dan temperatur yang berbeda itulah yang menyebabkan crude oil dapat mengalir hingga ke permukaan.
BAB V
PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU, & TITIK TUANG
5.1.
Tujuan Percobaan
1. Menentukan titik kabut (cloud point ) untuk minyak mentah. 2. Menentukan titik tuang ( pour point ) untuk minyak mentah. 3. Menentukan titik beku ( freeze point ) untuk minyak mentah. 4. Mengetahui kapan
minyak
mengalami
pembekuan
dan
untuk
mengetahui bagaimana caranya supaya tidak terjadi proses pembekuan tersebut.
5.2.
Teori Dasar
Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur dan tekanan. Apabila hal ini tidak diwaspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga menghambat proses produksi karena minyak tidak lagi mengalir. Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera teratasi. Untuk mengatasi hal tersebut di atas, kita dapat mengambil sample minyak formasi dan mengadakan uji coba di laboratorium untuk mengetahui titk kabut, titik beku, dan titik tuang dari minyak mentah tersebut. Definisi dari titik kabut, titik beku dan titik tuang adalah sebagai berikut: 1. Titik kabut adalah dimana padatan mulai mengkristal atau memisahkan diri dari larutan bila minyak didinginkan. 2. Titik tuang adalah temperatur terendah dimana minyak mentah dapat tertuang setelah mengalami pembekuan. 3. Sedang titik beku adalah temperatur terendah dimana minyak sudah tidak dapat mengalir lagi.
35
36
Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk mendeterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada crude oil , namun test ini tidak menyatakan jumlah kandungan lilin secara absolut, begitu juga kandungan materi solid lainnya di dalam minyak. Dikarenakan pada transportasi minyak dari formasi ke permukaan mengalami penurunan temperatur dan tekanan sehingga membuat kita harus memperhatikan kapan minyak mengalami pembekuan dan cara bagaimana supaya tidak terjadi proses pembekuan dengan mengetahui besar dati titik kabut, titik beku, dan titik tuangnya. Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi penyusun
minyak.
Maksudnya,
pada
minyak
berat
lebih
banyak
mengandung padatan-padatan jika dibandingkan dengan minyak ringan yang lebih banyak mengandung gas sehingga minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap stabil. Titik beku suatu minyak memiliki angka temperature yang lebih rendah dibandingkan dengan angka temperature titik tuang maupun titik kabutnya. Dan titik kabut merupakan angka temperature yang paling tinggi dibandingkan titil tuang maupun titik beku. Titik beku, titik tuang dan titik kabut dipengaruhi oleh komposisi penyusun minyak. Maksudnya, seperti yang kita ketahui pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan apabila
dibandingkan
dengan minyak ringan yang lebih banyak mengandung gas. Hal ini menyebabkan minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Jadi, untuk menghindari pembekuan maka diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi tetap stabil. Dalam gambarannya sesuai dengan definisi titik tuang, titik kabut dan titik beku di atas dapat diperkirakan bahwa titik kabut minyak
37
memiliki temperature lebih rendah daripada titik kabutnya, dan titik kabut minyak memiliki temperature lebih rendah daripada titik tuangnya. Setelah kita mendapatkan titik kabut, titik beku, dan titik tuang, kita dapat mengantisipasi titik-titik dimana kemungkinan terjadinya pembekuan sehingga dapat segera diantisipasi dengan memasang heater pada flow line, atau dengan mengisolasi pipa-pipa untuk menjaga kestabilan temperatur. Heater ialah alat yang dipasang pada pipa dimana minyak mengalir kepermukaan pada saat produksi (flow line). Alat ini berfungsi sebagai penstabilitas temperature agar minyak yang diproduksi kepemukaan tidak mencapai titik bekunya atau agar minyak tersebut tidak mengalami pembekuan. Dengan kata lain menstabilitaskan temperature agar tetap stabil sejak direservoir hingga mencapai permukaan.
5.3.Peralatan Dan Bahan 5.3.1. Peralatan
1. Tube kaca sebagai tempat sampel 2. Thermometer 3. Penutup dari gabus 4. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel
Gambar 5.1. Penutup dari gabus
38
Gambar 5.2. Thermometer
Gambar 5.3. Tube dari kaca
Gambar 5.4. Es batu
5.3.2. Bahan yang digunakan
1.
Sampel minyak mentah
2.
Es batu sebai pendingin
3. Air dan garam
39
5.4.Prosedur Percobaan
Percobaan dilakukan dengan melakukan pengamatan untuk titik kabut dan titik beku terlebih dahulu, baru dikondisikan untuk menentukan titik tuang.
5.4.1. Titik Kabut dan Titik Beku
1. Ambil sampel dan masukkan ke dalam tube sampai garis batas. 2. Siapkan es batu kemudian ditambahkan garam secukupnya untuk menjaga agar es batu tidak cepat mencair. 3. Masukkan thermometer. 4. Amati temperature dan kondisi sampel yang diteliti setiap 3 menit. 5. Laporkan pembacaan temperature ( dalam Celcius atau Fahrenheit ) pada saat terjadinya kabut dan lanjutkan sampai sampel diyakini membeku.
5.4.2. Titik Tuang
1. Setelah didapatkan titik beku, maka percobaan dilanjutkan untuk menentukan titik tuang. 2. Keluarkan tube yang berisi sampel dari dalam bath pada kondisi sampel masih membeku. 3. Diamkan pada temperature permukaan. 4. Amati perubahan temperature pada saat seluruh permukaan sampel dapat dituangkan. Laporkan temperature tersebut sebagai titik tuang.
5.5. Analisa Dan Perhitungan 5.5.1. Analisa Parameter Titik Kabut Titik Beku Titik Tuang
Sampel Umum 17,6 oC = 63,68 oF 4,5 oC = 40,1 oF 16,2 oC = 61,16 oF Tabel 5.1.
Sampel Kelompok 18,6 oC = 65,48 oF 3,7 oC = 38,66 oF 15,8 oC = 60,44 oF
40
Titik kabut, titik beku, dan titik tuang dari data tiap kelompok
KELOMPOK 1&2 3&4 5&6
Titik Kabut
Titik
Titik
(oF)
Tuang(oF)
Beku (oF)
63,68 oF 62,24 oF 85,1 oF
61,16 oF 59,36 oF 76,82 oF
40,1 oF 36,68 oF 80,96 oF
5.5.2. Perhitungan
a. Sampel Umum •
•
•
Titik Kabut ( 17,6 oC )
Titik Beku ( 4,5 oC )
Titik Tuang ( 16,2 oC )
=
9 x17,6 o + 32 o 5
=
31,68 + 32o
=
63,68 oF
=
9 x 4,5 o + 32 o 5
=
8,1 + 32
=
40,1 oF
=
9 x16,2 o + 32 o 5
=
29,16 + 32o
=
61,16 oF
=
9 x18,6 o + 32 o 5
=
33,48 + 32o
=
65,48 oF
=
9 x3,7 o + 32 o 5
=
6,66 + 32o
b. Data Kelompok •
•
Titik Kabut ( 18,6 oC )
Titik Beku ( 3,7 oC )
41
•
Titik Tuang ( 15,8 oC )
=
38,66 oF
=
9 x15,8 o + 32 o 5
=
28,44 + 32o
=
60,44 oF
5.6. Pembahasan
Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga tidak bisa lagi mengalir. Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi hal tersebut, kita dapat mengambil formasi sample minyak dan mengadakan uji coba untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang. Dari titik kabut, titik tuang, dan titik beku yang diperoleh , kita dapat mengetahui pada temperatur berapa minyak tersebut masih dapat mengalir, padatannya mengkristal, hingga saat minyak mulai membeku (tidak dapat mengalir lagi) sehingga kita dapat mengantisipasinya dengan memasang heater pada jarak-jarak tertentu pada pipa atau dengan memasang isolasi pada pipa untuk mempertahankan temperaturnya dalam kondisi yang diinginkan dan minyak pada flow line tetap mengalir lancar. Pada percobaan ini diketahui dari data awalnya oC kita harus mengubahnya ke oF, karena pada standar Nasional harus menggunakan satuan oF . Dari sample data umum diatas maka diperoleh , titik kabut 63,68 o
F, titik beku 40,1 oF, titik tuang 61,16 oF, sedangkan dari sample data
kelompok diatas maka diperoleh, titik kabut 65,48 oF, titik beku 38,66 oF, titik tuang 60,44 oF. Percobaan ini dari titik rendah ke titik yang paling tinggi yaitu titik beku>titik tuang>titik kabut.
42
Dari data-data perhitungan telah dilakukan sebelumnya, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik, dimana dijelaskan besar dari titik kabut (cloud point ), titik beku, dan titik tuang ( pour point ) dari suatu minyak mentah dari data masing-masing kelompok. Grafik 5.1. Titik kabut, titik beku, titik tuang dari data tiap kelompok
Jika dilihat dari hasil perhitungan yang kemudian diplot ke dalam suatu grafik ( seperti grafik 5.1. di atas ), baik data umum maupun data kelompok, dapat kita ketahui bahwa titik kabut memiliki temperatur tertinggi, dan titik beku memiliki temperatur terendah sedangkan titik tuang memiliki temperatur di antara keduanya (antara titik kabut dan titik beku). Dan dari hasil percobaan diatas diperoleh bahwa minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan jika dibanding minyak ringan. Jadi untuk menghindari pembekuan maka haruslah
43
diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi pada alat-alat flow line tetap stabil.
5.7. Kesimpulan
1. Dari sample data umum diatas maka diperoleh, titik kabut 63,68 oF, titik beku 40,1 oF, titik tuang 61,16 oF, sedangkan dari sample data kelompok diatas maka diperoleh , titik kabut 65,48 oF, titik beku 38,66 o
F, titik tuang 60,44 oF.
2. Percobaan ini penentuan titik kabut, titik beku, titik tuang dari minyak pada sumur yang mempengaruhi produksi sangat penting guna mencegah terjadinya flow rate dan menaikkan bahan pompa serta menurunkan jumlah produksi. 3. Semakin berat minyak tersebut semakin cepat membeku karena yang mempengaruhi titik kabut, titik tuang, dan titik beku yaitu komposisi penyusun minyak tersebut. 4. Percobaan ini dari titik rendah ke titik yang paling tinggi yaitu titik beku>titik tuang>titik kabut. 5. Untuk mencegah timbulnya masalah (problem) pada minyak yang sedang di produksi, terutama mengenai pembekuan minyak pada flow line akibat penurunan temperatur, maka dipasang heater pada jarak jarak tertentu di flow line atau pemasangan isolasi pada pipa.
BAB VI
PENENTUAN TITIK NYALA ( FLASH POINT ) DAN TITIK BAKAR ( FIRE POINT )
6.1.Tujuan Percobaan
1. Memahami pengertian dari titik nyala dan titik bakar. 2. Menentukan titik nyala ( flash point ) dan titik bakar ( fire point ) dari minyak mentah. 3. Menentukan antisipasi dari meningkatnya suhu minyak bumi di flow line. 4. Untuk menentukan hubungan antara flash point dan fire point dengan SG minyak mentah dan juga oAPI-nya.
6.2.Teori Dasar
Flash point (titik nyala) adalah temperatur terendah dimana suatu material mudah terbakar dan menimbulkan uap tertentu sehingga akan bercampur dengan udara, campuran tersebut mudah terbakar. Fire point (titik bakar) adalah temperatur dimana suatu produk petroleum terbakar untuk sementara (ignites momentarialy) tetapi tidak selamanya, sekurangkurangnya 5 detik. Suatu larutan yang dipanaskan pada suatu temperatur dan tekanan tetap akan terjadi penguapan pada temperatur tertentu. Sedangkan penguapan sendiri merupakan proses pemisahan molekul dari larutan dalam bentuk gas yang ringan. Adanya pemanasan yang meningkat akan menyebabkan gerakan – gerakan partikel penyusun larutan akan lepas dan meninggalkan larutan. Demikian pula halnya pada minyak mentah, pada suhu tertentu ada gas yang terbebaskan di atas permukaan, apabila disulut dengan api, maka minyak mentah tersebut akan menyala. Titik nyala secara prinsip
44
45
ditentukan untuk minyak bumi sehingga dengan demikian dapat mengantisipasi bahaya terbakarnya produk – produk minyak bumi. Semakin kecil SG minyak mentah maka semakin tinggi °API-nya, berarti minyak tergolong minyak ringan, maka jumlah C1 – C4 semakin banyak, dengan semakin banyak gas, semakin rendah titik nyala dan titik bakarnya, maka akan semakin mudah terbakar produk petroleum yang akan diproduksi. Minyak bumi yang memiliki flash point (titik nyala) terendah akan membahayakan, karena minyak tersebut mudah terbakar apabila minyak tersebut memiliki titik nyala tinggi juga kurang baik, karena akan susah mengalami pembakaran. Jika ditinjau dari segi keselamatan, maka minyak yang baik mempunyai nilai flash point (titik nyala) yang tinggi karena tidak mudah terbakar. Akan tetapi, jika ditinjau dari segi profit (keuntungan) minyak dengan nilai flash point (titik nyala) yang rendah mempunyai nilai jual yang tinggi, karena tidak mengandung residu atau lilin. Flash point (titik nyala) ditentukan dengan jalan memanaskan sample dengan pemanasan yang tetap. Setelah tercapai suhu tertentu, nyala penguji atau test flame diarahkan pada permukaan sample. Test flame ini terus diarahkan pada permukaan sample secara bergantian sehingga mencapai atau terjadi semacam ledakan karena adanya tekanan dan api yang terdapat pada test flame akan mati. Inilah yang disebut flash point (titik nyala). Sedangkan, penentuan fire point (titik bakar) ini sebagai kelanjutan dari flash point dimana apabila contoh akan terbakar / menyala kurang lebih lima detik maka lihat suhunya sebagai fire point (titik bakar). Penentuan titik nyala tidak dapat dilakukakan pada produk-produk yang volatile seperti gasoline dan solvent-solvent ringan, karena mempunyai flash point (titik nyala) di bawah temperature atmosfer normal. Flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar) juga berhubungan dengan SG minyak mentah dan juga oAPI-nya. Semakin
46
tinggi titik nyala ( flash point ) dan titik bakar ( fire point ) dari suatu minyak mentah, maka minyak tersebut tidak mudah terbakar (unflameable). Jika tidak mudah terbakar, berarti SG minyak tersebut tinggi, sedangkan oAPI kecil. Sehingga minyak tersebut dapat diklasifikasikan sebagai minyak berat, karena banyak mengandung fraksi berat (residu atau lilin). Dan begitu juga sebaliknya, jika titik nyala (flash point ) dan titik bakar ( fire point ) rendah, maka minyak tersebut mudah terbakar ( flameable) karena di dalam minyak tersebut terdapat fraksi ringan (gas). Titik nyala dan titik bakar ini berbanding terbalik dengan oAPI.
6.3.Peralatan Dan Bahan 6.3.1. Peralatan
1.
Tag Closed Tester.
1.
Shield ukuran 46 cm luas dan 61 cm tinggi, terbuka dibagian depan.
1.
Thermometer.
Gambar 6.1. Tag Closed Tester
47
Gambar 6.2. Thermometer
6.3.2. Bahan yang digunakan
1. Minyak mentah 2. Air
6.4.Prosedur Percobaan
1. Untuk minyak mentah dengan titik nyala 55 oF atau yang lebih tinggi, isi bath dengan air hingga tumpah, untuk minyak mentah yang mempunyai titik nyala yang rendah digunakan cairan yang berupa campuran air dengan ethylene glycol atau cairan dengan viskositas yang rendah dan mempunyai titik beku yang rendah. 2. Temperatur dari cairan di dalam bath harus berada pada temperatur lebih rendah atau kurang dari 20 °F dibawah perkiraan titik nyala dari sample. 3. Mengisi mangkok (test cup)dengan sample hingga batas (kira-kira 50 ml) dan membersihkan bila ada sample yang membasahi dinding mangkok, memasang penutup (lid) yang telah diberi thermometer ke dalam bath. 4. Menyalakan test flame, mengatur nyala pada test flame sehingga mencapai ukuran sebesar bead yang terdapat pada penutup, mengatur pula kenaikan temperatur sebesar 1 derajat setiap 30 – 60 detik. 5. Jika temperatur sample di dalam mangkok 10 °F di bawah titik nyala yang diperkirakan, menyulutkan test flame ke dalam mangkok sample
48
dengan memutar peralatan pada penutup mangkok. Mengulangi cara ini setiap kenaikan 1°, sehingga menyusutkan test flame menyebabkan uap mangkok sample menyala, mencatat temperatur saat sample menyala. 6. Untuk menentukan titik bakar, lanjutkan pemanasan dengan perlahan lahan, dengan kenaikan kurang lebih 10 °F setiap menit, melanjutkan penyulutan dengan test flame setiap kenaikan 5 °F hingga sample menyala atau menyala 5 detik, mencatat temperatur tersebut sebagai titik bakar. 7. Lakukan koreksi jika terdapat tekanan barometer lebih kecil dari pada tabel di bawah ini : Tabel 6.1. Koreksi Tekanan Barometer
Tekanan Barometer ( mm Hg )
751 – 835 634 – 550
Koreksi F 5 10
C 2,8 5,5
6.5.Analisa Dan Perhitungan 6.5.1. Analisa Parameter Titik Nyala Titik Bakar
Sampel Umum 79,2 oC = 174,56 oF 92,8 oC = 199,04 oF
Sampel Kelompok 78,7 oC = 173,66 oF 94,6 oC = 202,28 oF
Tabel 6.2. Titik nyala dan titik bakar dari data tiap kelompok
KELOMPOK
Titik Nyala
Titik Bakar
1&2
174,92 oF
205,34 oF
49
169,34 oF 171,14 oF
3&4 5&6
200,12 oF 203,36 oF
6.5.2. Perhitungan
a. Data Umum •
Titik Nyala ( 79,2oC )
Titik Bakar ( 92,8 oC )
•
b.
=
9 x 79,2 o + 32 o 5
=
174,56 oF
=
9 x92,8 + 32 5
=
199,04 oF
o
o
Data Kelompok •
Titik Nyala ( 78,7 oC )
Titik Bakar ( 94,6 oC )
•
=
9 x 78,7 o + 32 o 5
=
173,66 oF
=
9 x94,6 + 32 5
=
202,28 oF
o
o
6.6.Pembahasan
Untuk percobaan penentuan flash point dan fire point , praktikan melakukan pengetesan tentang titik nyala dan titik bakar pada sampel minyak
yang telah
disediakan.
Dimana sampel
minyak mentah
dimasukkan kedalam test cup dan air kedalam bath kemudian dipanasi. Setelah beberapa menit dipanasi, kita dapat mengamati terjadinya flash point dan fire point . Flash point dapat kita amati apabila dilakukan penyulutan, sampel akan menyala beberapa saat saja. Sedangkan fire point terjadi bila nyala
50
yang dihasilkan lebih lama dari flash point (minimal/kira-kira berlangsung selama 5 detik). Penentuan titik nyala dan titik bakar tergantung dari komposisi minyak yang bersangkutan. Semakin berat minyak maka titik didihnya semakin tinggi demikian juga titik nyala dan titik bakar. Dalam percobaan kali ini, pada sampel umum temperatur flash point (titik nyala) sebesar 79,2 oC = 1 74,56 oF sedangkan untuk fire point (titik bakar) didapat sebesar 92,8 oC = 199,04 oF. Sedangkan pada sampel kelompok temperatur flash point (titik nyala) sebesar 78,7 oC = 173,28 oF sedangkan untuk fire point ( titik bakar ) didapat sebesar 94,6 oC = 202,28 o
F.
Penentuan titik nyala dan titik bakar dari minyak mentah ini sangat penting
dalam mengatisipasi
timbulnya
kebakaran
pada peralatan
produksi, karena temperatur minyak terlalu tinggi yang biasanya terjadi akibat adanya gesekan antara minyak dengan flow line, sehingga kita dapat melakukan pencegahan lebih dini. Disamping itu, penentuan titik nyala dan titik bakar dapat juga dipakai sebagai petunjuk tingkat penguapan relative dari produksi minyak bumi. Dari analisa dan perhitungan di atas juga disertakan data dari tiap kelompok, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik di bawah ini :
51
Grafik 6.1. Titik nyala dan titik bakar dari data tiap kelompok
Jika kita perhatikan grafik di atas, nilai dari titik bakar lebih besar dari pada titik nyala. Pada data kelompok I, titik nyala sama dengan 173,66 oF dan titik bakar sama dengan 202,28 oF, juga pada data kelompok I titik nyala sama dengan, kelompok III, maupun kelompok IV.
6.7.Kesimpulan
1. Dari percobaan yang dilakukan, didapat harga – harga sbb. : −
Titik nyala ( flash point ) pada temperatur
: 174,56 ° F
−
Titik bakar ( fire point ) pada temperatur
: 199,04 ° F
2. Semakin tinggi titik nyala ( flash point ) dan titik bakar ( fire point ) maka minyak semakin tidak mudah terbakar (unflameable).
52
3. Semakin tidak mudah terbakar (unflameable) maka minyak tersebut memiliki fraksi-fraksi berat di dalamnya. Sehingga bisa dikatakan minyak tersebut mempunyai SG yang tinggi dan atau oAPI yang rendah. 4. Semakin tinggi titik nyala ( flash point ) maka semakin tinggi juga titik bakar ( fire point ). Sehingga dapat disimpulkan bahwa titik nyala ( flash point ) itu berbanding lurus terhadap titik bakar ( fire point ). 5. Di dunia perminyakan dan di suatu perusahaan lebih cenderung memilih titik nyala tinggi, hal ini dikarenakan pencegahan terjadinya kebakaran meskipun pada titik nyala rendah. 6. Dengan mengetahui titik nyala dan titik bakar dari suatu crude oil , maka kita dapat mempertimbangkan hitungan pendistribusian minyak dengan pipe line, sehinggga jangan sampai melampaui batas kondisi titik
batasnya
karena
pengaruh
kondisi
lingkungan
dengan
penambahan selubung gas. 7. Besarnya flash point dan fire point sangat dipengaruhi oleh komponenkomponen penyusun hidrokarbon atau crude oil itu sendiri. 8. Penentuan flash point dan fire point sangat penting artinya dikaitkan dengan keselamatan dan pencegahan dari bahaya kebakaran. 9. Minyak ringan mempunyai titik nyala dan titik bakar yang lebih rendah dibandingkan minyak berat, karena pada minyak ringan komponen fraksi beratnya lebih sedikit dibandingkan pada minyak berat.
BAB VII
PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA COBA-COBA ( TENTATIVE METHOD )
7.1.
Tujuan Percobaan
1. Menentukan viskositas kinematik untuk cairan newtonian pada temperature 20 oC. 2. Mengetahui jenis-jenis fluida dan viskositas. 3. Mengetahui
hubungan
viskositas
dan
faktor-faktor
yang
mempengaruhinya.
7.2.
Teori Dasar
Viskositas adalah sifat fluida yang mendasari diberikannya tahanan tegangan geser oleh fluida tersebut. Viskositas berhubungan dengan fluida yang tidak encer. Adanya gesekan atau friksi antar lapisan lapisan fluida menyebabkan kehilangan energi. Viskositas gas meningkat dengan suhu, tetapi Viskositas cairan berkurang dengan naiknya suhu. Karena cairan dengan molekul-molekul yang jauh lebih rapat daripada gas, mempunyai gaya-gaya kohesi yang jauh lebih besar daripada gas. Viskositas dapat juga diartikan sebagai keengganan cairan untuk mengalir, yang didefinisikan sebagai gaya yang bekerja pada suatu bidang horizontal yang terpisah pada satuan jarak dari kedua bidang, dimana bidang pertama bergerak sepenjang suatu satuan kecepatan. Ada dua macam viskositas, yaitu : a.
Viskositas kinematik merupakan waktu aliran atau eflux timer teratur. Peralatan ini dikalibrasikan dengan suatu minyak standar yang mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air didalam master viskosimeter atau dengan perbandingan langsung dengan viskosimeter yang dikalibrasikan secara teliti. Sample dengan
53
54
volume tertentu dan temperatur tertentu dialirkan melalui pipa kapiler yang telah dikalibrasi dan waktunya telah diukur. b.
Viskositas dinamis atau viskositas absolut unit cgs dari viskositas dinamis (Va) adalah poise, yang mana mempunyai dimensi gram /cm/detik. Viskositas kinematik (Vk) adalah viskositas dinamik dibagi dengan densitas (Va/d), dimana keduanya diukur pada temperatur yang sama. Unit dari viskositas kinematik adalah stoke, yang mempunyai
dimensi cm2/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan dengan centi stoke (stoke /100). Viskositas merupakan sifat fisik yang akan berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir. Minyak yang lebih kental akan mengalir dengan kecepatan yang rendah. Dengan demikian viskositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan karakteristik alirannya. Untuk menjamin aliran dalam aliran pipa, harus digunakan viscometri yang memiliki ukuran viscometer dengan pipa kapiler tertentu sehingga alirannya lebih dari 200 detik. Kekentalan kinematik dapat diukur dengan persamaan dibawah ini:
V = CxT
Dimana :
V
= kekentalan kinematis (centistoke).
C
= konstanta kalibrasi viscometer.
T
= waktu alir (detik).
Dalam cairan hidrokarbon dapat dibuat suatu generalisasi, yaitu :
viskositas naik dengan naiknya tekanan
viskositas turun dengan bertambahnya gas dalam larutan
Umumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viskositas dikalahkkan oleh pengaruh gas yang terlarut sehingga viskositasnya menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut. Penurunan viskositas dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas
55
kejenuhan (tekanan). Tekanan yang lebih besar tidak akan menambah jumlah gas yang terlarut. Fluida adalah zat yang berubah bentuk secara kontinu bila terkena tegangan geser, betapapun kecilnya tegangan geser itu. Atau bisa juga didefinisikan sebagai zat yang mengalir. Fluida diklarifikasikan menjadi: a.
Fluida Newtonian Fluida yang tegangan gesernya berbanding lurus secara linier dengan gradien kecepatan pada arah tegak lurus dengan bidang geser. fluida newtonian akan mengalir terus tanpa dipengaruhi gaya-gaya yang bekerja pada fluida. Sebagai contoh, air.
b.
Fluida non-Newtonian Fluida yang akan mengalami perubahan viskositas ketika terdapat gaya yang bekerja pada Fluida tersebut atau terdapat hubungan tak linier antara besarnya tegangan geser yang diterapkan dan laju perubahan sudut. Grafik 7.1. Viscositas minyak sebagai fungsi tekanan
Viscosita s
Tekanan
7.2.1. Definisi
1.
Viscositas Dinamika atau Viscositas Absolut Unit cgs dari viscositas dinamis ( va ) adalah poise, yang mempunyai dimensi gram/cm/detik.
2.
Viscositas Kinematika ( vk ) adalah viscositas dinamika dibagi dengan densitas, dimana kinematika diukur pada temperatur yang sama. Unit dari viscositas kinematika adalah stoke, yang mempunyai dimensi
56
cm2/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan dalam sentistoke ( stoke/100 ). 3.
Cairan
Newtonian
(sample)
adalah
cairan
yang
mempunyai
perbandingan yang linier anatara shear rate dengan shear stress.
7.2.2. Prinsip Pengukuran
Sample dengan volume tertentu dan temperature dialirkan melalui suatu pipa yang telah dikalibrasikan dan diukur waktunya. Viskositas kinematika merupakan waktu alir dari efflux time terukur. Peralatan dikalibrasikan dengan suatu cairan standard yang mempunyai viscositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air dalam master viscometer atau dengan perbandingan langsung dengan viscometer yang dikalibrasikan secara teliti.
7.3.
Peralatan Dan Bahan 7.3.1. Peralatan
1.
Master
Viskometer
merupakan
pipa
kapiler
dari
kaca
yang
mempunyai harga ( B / t ) kurang dari 0,1 % dari harga ( C x t ). 2.
Viskometer, terbuat dari kaca, dipakai untuk mengukur dalam percobaan ini.
3.
Thermometer, yang mempunyai range pengukuran seperti pada table di bawah ini :
4.
Bath
5.
Timer
6.
Kalibrasi-kalibrasi sesuai dengan salah satu metode di bawah ini: a.
Basic Calibration
Menentukan waktu air dalam detik dari destilated water pada master viscometer. Air harus mempunyai waktu alir minimum 200 detik pada temperature test. Kemudian hitung konstanta C dengan persamaan:
57
vC = Vh / t
Dimana : Vh
=
viscositas kinematik air ( 1,0038 cs pada 20° C )
C
=
konstanta viscometer
t
=
waktu alir ( detik )
Maka harga konstanta C dapat ditentukan :
C = 1.0038/t
Kemudian menentukan viskositas sample hidrokarbon ke-1 yang lebih viscous dari air pada viscometer yang sama, dan kemudian gunakan harga viskositas di atas untuk kalibrasi pada viscometer ke-2 dengan diameter kapiler yang lebih besar. Gunakan persamaan C
=
V-h2 / t untuk menghitung harga
konstanta C dari master viscometer kedua :
C = Vh2/t
Dimana : Vh2
=
Viskositas kinematik dari hidrokarbon yang digunakan untuk kalibrasi.
Setelah viscometer ke-2 dikalibrasi, harga viskositas kinematik dapat ditentukan untuk sample hidrokarbon dengan viskositas yang lebih besar. Harga viskositas tersebut digunakan untuk menentukan kalibrasi viscometer ke- 3. Seperti pada viscometer ke-2, jadi untuk viscometer ke-3 perlu dua hidrokarbon untuk menentukan konstanta viscometernya.
58
b. Kalibrasi Viscometer dengan Minyak Standard
Lihat table 7.2. dan 7.3. Ukur waktu alirnya untuk cairan (air destilasi, table 7.2. dan 7.3.). Minimum waktu aliran untuk setiap minyak standard pada setiap tabung yang dikalibrasi harus kurang dari 200 detik. Koefisien viscometer B adalah koefisien energi
kinematik
yang
digunakan
pada
viscometer
yang
mempunyai aliran kapiler sangat kecil dan konstanta C berharga 0,05 atau lebih kecil.
B =
(t 1 xt 2 ) (t 2
2
2
t )
− 1
{ (V h 2 xt 1 ) − (V h 2 xt 2 )}
Dimana: t1
= waktu alir (minimum 200 detik) untuk hidrokarbon yang mempunyai viscositas kinematik Vh2
t2
= waktu alir untuk hydrocarbon yang mempunyai viscositas kinematik Vh2
Hitung konstanta C: C =
V h
+
( Bt )
t
Dimana: Vh
= viscositas kinematik hydrocarbon yang digunakan untuk kalibrasi
B
=
Terkahir
koefisien viscometer dari persamaan sebelumnya
ulangi
viskositas
kinematik
dari
suatu
hydrocarbon yang diinginkan dalam centistokes, sebagai berikut: Viscositas kinematik ( Vh ) :
(C x t) – (B/t)
59
Tabel 7.1. ASTM Kinematic Thermometers
Range Temperatur ( oF )
-61 ≈ -29 -67,5 ≈ -62,5 -42,5 ≈ -37,5 -2,5 ≈ 2,5 66,5 ≈ 71,5 74,5 ≈ 79,5 97,5 ≈ 102,5 119,5 ≈ 124,5 127,5 ≈ 132,5 137,5 ≈ 142,5 177,5 ≈ 162,5 207,5 ≈ 212,5 7.3.2
Sub
ASTM
Difision
Temperatur
( oF ) 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
( oF ) 43 74 73 72 44 45 28 46 29 47 48 30
Bahan yang digunakan
1. Cairan Newtonian (sampel) 2. Air 3. Obat penyaring
Gambar 7.1. Viskometer
60
Gambar 7.2. Timer
7.4.
Prosedur Percobaan
1. Atur temperatur bath dengan thermometer berketelitian sampai dengan 0,02
o
F, atau dengan thermometer berketelitian sampai 0,05 oF,
temperature lebih kecil dari 60 oF. 2. Saring sample secukupnya dengan saringan 200 mesh atau penyaring lain yang sesuai, untuk membuang partikel-partikel padat atau air. Bila temperatur kurang rendah gunakan obat penyaring. 3. Ambil viscometer yang bersih dan kering dengan waktu alir lebih dari 200 detik. 4. Pasang pemegang viscometer di dalam bath sampai viscometer mencapai temperatur pengukuran yang dinginkan ( selama 5 menit untuk mencapai temperatur 100 oF atau 10 menit untuk mencapai temperatur 210 oF). 5. Gunakan peralatan penghisap untuk menaikkan sampel masuk ke dalam pipa kapiler sampai batas bawah sampel kurang lebih 5 mm di atas garis batas atas sampai dari viscometer ( pada awal pengukuran ). 6. Catat waktu yang diperlukan ( dengan ketelitian 0,1 detik ) sampel untuk bergerak ( mengalir ) dari garis batas ( awal pengukuran ). 7. Catat waktu yang diperlukan ( dengan ketelitian 0,1 detik ) sampel untuk bergerak ( mengalir ) dari garis batas ( awal pengukuran ) pada viscometer. Bila waktu yang diperlukan kurang dari 2 detik, ganti viscometer dengan viscometer yang mempunyai pipa kapiler yang lebih kecil, ulangi prosedur tersebut. 8. Lakukan percobaan 2 ( dua ) kali, bila hasil yang diperoleh dari kedua percobaan sasuai dengan repeatabilitas, maka gunakan harga rata-rata untuk menghitung viscositas kinematiknya. 9. Hitung
viscositas
perhitungan diatas.
kinematika
dalam
centistokes
dengan
cara
61
Catatan: Untuk viscometer dengan harga B/t besar atau sama dengan ( 0,001 x C x t ), maka gunakan persamaan sebagai berikut : Viskositas kinematik : C s = C x t
Table 7.2. Viscositas standard
Viscositas Minyak Standard (ASTM) S3 S6 S 20 S 60 S 200 S 600 S 2000
Approximate Kinematic Viscosity -650F
-400F
-1000F
340
66
3 6 20 60 200 60 2000
-1220F
-2100F
280
32
Table 7.3. NBS Viscosity Standard
Viscositas Minyak
600F
Approximate Kinematic Viscosity 770F 860F 1000F 1040F
1220F
62
Standard
D (ASTM) H I J K L M N OB P
7.5.
2.5 9.1 15 25 50 110 390 1600 38000
2.2 7.7 12 20 39 64 280 1100 24000
1.8 5.4 8 12 22 43 130 460 7000 22000
30000
10000
Analisa Dan Perhitungan 7.5.1. Analisa Tabel 7.4. Data Analisa
Sam pel Air Miny Kalibrasi pada
ak
o
suhu 20 C
Stand
Viscometer
I ( 25 )
Viscometer
Waktu
Kinematic VhA = 1,0038
Alir (dt) T A = 243
Konstanta
CA = 4,130 x 10-3 I ( 50 )
Vh = 1,445 cs
II ( 50 )
Vh1 = 1,4518 cs
T 1 = 361
cs/dt
ar Miny ak Samp Analisa
T 2 A
= 36 1 C2A = 4,148 x 10-3
el Miny ak Samp
cs/dt II ( 100 )
el
7.5.2. Perhitungan
Vh2 = 1,7836 cs
T 2 B
= 43 1
63
V hA
=
1,0038 cs
4,148 x 10-3 cs/dt
CA
=
Vh
=
CA x T1
=
4,130 x 10-3 cs/dt . 350 dt
=
1,445 cs
=
CA x T2A
=
4,130 x 10-3 cs/dt . 361 dt
=
1,490 cs
Vh1
T A
V h1
=
242dt
1,490 cs
=
4,127 x 10-3 cs/dt
C2A
=
Vh2
=
C2A x T2B
=
4,127 x 10-3 cs/dt . 431 dt
=
1,778 cs
T 2 A
361 dt
=
1. Kalibrasi peralatan untuk menentukan koefisien viscometer ( B )
B
=
T 2 A xT 2 B 2 x[ (Vh1 xT 2 A ) − (Vh2 xT 2 B ) ] 2 T 2 A − T 2 B
=
350 x430 x[ (1,4518 x350) − (1,7836 x430) ] 2 2 ( 350) − ( 430) 150500
=
(122500 −184900)
=
624,241 cs dt
x( 508,13 − 766,948)
2. Konstanta Peralatan Keseluruhan ( C
=
C A
+
2
C B
C
)
64
=
B B + Vh Vh1 + T 28 T 2 A + 2 B T 2 A T 2 B 2
=
1,4518 + 624,241 1,7836 + 624,241 350 430 + 350 430 2
= =
9, 243 x10
−3
+ 7,542 x10−3 2
8,3925 x 10 -3 cs/dt
3. Menghitung harga viskositas kinematik dengan ketentutan
a. Jika harga (B/T) ≥ (0,001 x C x T) maka menggunakan persamaan viskositas kinematic = C x T b. Jika harga (B/T)
(0,001 x C x T) maka menggunakan persamaan
viskositas kinematic = C x T – (B/T) Viskositas kinematic =
≥ (0,001 x 0,008 x 431)
= 1,487 ≥ 0,003 Karena 1,487 ≥ 0,003, jadi menggunakan persamaan viskositas kinematiK sebagai berikut: Harga viscositas kinematik =
7.6.
C
xT
=
0,008 x 431
=
3,448 cs
Pembahasan
Dari percobaan yang dilakukan, dapat diketahui bahwa viskositas minyak sangat dipengaruhi oleh komposisi dari minyak itu sendiri (berpengaruh terhadap fluida untuk mengalir). Dimana minyak berat memiliki viskositas yang lebih tinggi daripada minyak ringan, sehingga
65
dalam viscometer akan memiliki waktu alir yang lebih lama jika diibandingkan dengan minyak ringan (viskositas berbanding terbalik dengan kecepatan alir /waktu alir). Selain itu, waktu alir juga sangat dipengaruhi oleh temperatur sample, tekanan yang bekerja pada sample, serta banyaknya kandungan gas yang ada pada sample (minyak). Dalam percobaan ini praktikan harus melihat skala suhu pada termometer (peralatan) dan mempertahankan supaya suhu tetap konstan seperti yang diinginkan. Selain itu faktor kebersihan alat perlu dipertahankan agar tidak mempengaruhi hasil viskositas kinematik minyak. Dan penting juga kita melakukan pengkalibrasian alat terlebih dahulu sebelum praktikan menggunakan alat-alat viscometer. Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk mengalirkan minyak tersebut melalui pipa. Pada dasarnya besarnya viskositas kinematik dapat dipengaruhi oleh beberapa hal, seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta alat keseluruhan ( C ). Dalam percobaan kali ini, terdapat hasil viscometernya (B) 640,968 cs/dt, dan terdapat hasil konstanta peralatan keseluruhan ( C ) 0,008 cs/dt, dan terdapat harga viskositas kinematik 3,448 cs. Jadi, semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka
semakin besar viscositas kinematiknya dan sebaliknya.
7.7.
Kesimpulan
Dari analisa yang telah dilakukan, dapat disimpulkan : 1.
Besarnya viskositas kinematik d apat dipengaruhi oleh beberapa hal, seperti besarnya koefisien viscometer (B), konstanta peralatan keseluruhan ( C ).
2.
Semakin lama waktu alir yang dibutuhkan oleh fluida maka semakin besar viskositas kinematiknya dan sebaliknya.
66
3.
Viskositas berbanding terbalik dengan kecepatan alirnya, yang merupakan sifat fisik penting dari fluida untuk menentukan karakteristik alirannya.
4.
Viskositas berbanding terbalik dengan temperaturnya.
5.
Viskositas berbanding lurus terhadap waktu alir tetapi berbanding terbalik terhadap kecepatan alir dan temperaturnya.
6.
Semakin berat jenis minyak, maka semakin besar viskositas minyak tersebut, yang berarti minyak tersebut memiliki komposisi yang semakin kompleks, dimana diperlukan tekanan yang lebih besar untuk mengalirkannya dengan tanpa mengabaikan temperatur yang terjadi pada minyak akibat gesekan yang ditimbulkan pada pipe line.
7.
Dalam memproduksikan minyak ke permukaan, selalu diusahakan agar yang dihasilkan encer atau viscositasnya rendah, hal ini dimaksudkan agar diperoleh flow rate yang besar
BAB VIII
ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI
8.1. Tujuan Percobaan
1. Menentukan sifat dari air formasi, apakah stabil, mengendap atau korosif. 2. Menentukan pH; alkalinitas; kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat, ferro, klorida, sodium, 3.
Mengetahui perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat.
8.2. Teori Dasar
Air formasi merupakan faktor utama yang berkaitan dengan pembentukan scale. Scale merupakan endapan kristal yang menempel pada matrik batuan maupun pada dinding-dinding pipa dan peralatan di permukaan, seperti halnya endapan yang sering kita jumpai pada panci ataupun ketel untuk memasak air. Adanya endapan scale akan berpengaruh terhadap penurunan laju produksi produksi. Bisa juga disederhanakan, scale adalah hasil kristalisasi dan pengendapan mineral dari air formasi yang terproduksi bersama minyak dan gas Terbentuknya endapan scale pada lapangan minyak berkaitan erat dengan air formasi, dimana scale mulai terbentuk setelah air formasi ikut terproduksi ke permukaan. Selain itu jenis scale yang terbentuk juga tergantung dari komposisi komponen-komponen penyusun air formasi. Mekanisme
terbentuknya
kristal-kristal
pembentuk
scale
berhubungan dengan kelarutan masing-masing komponen dalam air formasi. Sedangkan kecepatan pembentukan scale dipengaruhi oleh kondisi sistem formasi, terutama tekanan dan temperatur. Perubahan kondisi sistem juga akan berpengaruh terhadap kelarutan komponen.
67
68
Air formasi biasanya disebut dengan oil field water atau connate water intertial water adalah air yang diproduksikan ikut bersama-sama dengan minyak dan gas. Air ini biasanya mengandung bermacam-macam garam dan asam, terutama NaCl sehingga merupakan air yang asam bahkan asam sekali. Air formasi
hampir
selalu ditemukan
di dalam
reservoir
hidrokarbon karena memang di dalam suatu akumulasi minyak, air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari keseluruhan pori. Air formasi selain berasal dari lapisan itu sendiri atau juga berasal dari air formasi dari lapisan lain yang masuk kedalam lapisan produktif, biasanya disebabkan oleh : a.
Penyemenan yang kurang baik.
b.
Kebocoran casing yang disebabkan oleh : 1.
Korosi pada casing .
2.
Sambungan kurang rapat.
3.
Pengaruh gaya tektonik rapat (patahan).
Sifat-sifat yang terkandung dalam air formasi : 1.
2.
Sifat fisika,meliputi : a.
Kompresibilitas
b.
Kelarutan gas didalam air
c.
Viskositas air.
d.
Berat jenis
e.
Konduktifitas.
Sifat kimiawi, meliputi : a.
Ion-ion negatif. (Anion)
b.
Ion-ion positif. (Kation)
Alkalinitas, CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan ditempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil (dapat mengurai) seiring dengan perubahan waktu dan suhu. Untuk itu, pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium (Ba) harus
69
dilakukan
segera
setelah
contoh
diterima, karena
unsur BaSO4
terbatas kelarutannya, karena reaksi barium cepat dengan SO4, akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kasalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun. Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sistem klasifikasi dari air formasi air, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengindetifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot hasil analisa air formasi tersebut kedalam grafik, hal ini akan memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan-lapisan batuan dari sumur secara tepat.. Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini adalah : a. Untuk korelasi lapisan batuan b. Menentukan kebocoran casing c. Menentukan kualitas sumber air untuk proses water flooding . Dampak dari air formasi dapat dilihat pada grafik di bawah ini:
Gambar 8.1. Grafik Indeks Stabilitas Vs Temperature
Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari
70
kaca atau plastik agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen karena akan mempengaruhi kebasahan sample. Percobaan yang dilakukan adalah dengan menentukan pH, Alkalinitas, penentuan kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat, ferro, klorida, sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat ( CaCO3 ).
8.2.1. Penentuan Percobaan a. Penentuan Kalsium dan Magnesium
Untuk kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan kesadahan totalnya. b. Penentuan Alkalinitas
Alkalinitas dari suatu cairan biasa dilaporkan sebagai CO3-, HCO3dan OH-, yaitu dengan menitrasi air sample dengan larutan asam yang lemah dan larutan indikator. Larutan penunjuk (indikator) yang digunakan dalam penentuan kebasahan CO3- dan OH- adalah phenolphtelein (PP), sedangkan methyl orange (MO) digunakan sebagai indikator dalam penentuan HCO3-. c. Penentuan Klorida
Unsur ion baku ditentukan dalam air formasi ialah Cl, yang konsentrasinya lemah sampai pekat. Metode mohr selalu digunakan dalam penentuan kadar klorit, tanpa perbaikan nilai pH. Cara pengujian dapat ditentukan untuk fluida yang bernilai pH antara 6 sampai 8.5 dan hanya ion SO yang sering mengganggu. gangguan dapat diketahui dari warna telah titrasi dengan larutan AgNO3 warna abu-abu sampai hitam. Bila hal ini dapat diketahui sebelumnya, ion ini dapat dihilangkan dengan cara mengasamkan contoh air yang akan diperiksa dengan larutan asam senyawa (HNO) dan dimasak selama 10 menit. setelah didinginkan, naikan pH sampai 6 hingga 8.5 dengan NHOH., larutan buffer kesadahan total atau larutan buffer Calver , dan tidak sekali-sekali mengurangi pH dengan HCL.
71
d. Penentuan Sodium
Sodium tidak ditentukan di lapangan, karena nilai sodium tidak dapat dianggap nilai yang nyata atau absolut. Perhitungannya ialah dengan pengurangan jumlah anion dengan jumlah kation dengan me/L kesadahan total tidak dimasukkan dalam jumlah perhitungan ini. Air formasi selain berasal dari lapisan lain yang masuk ke dalam lapisan produktivitasnya yang disebabkan oleh : a. Penyemenan yang kurang baik b. Kebocoran casing yang disebabkan oleh: •
Korosi pada casing .
•
Sambungan kurang rapat.
•
Pengaruh gaya tektonik ( patahan ).
Adapun keadaan air formasi mempunyai sifat-sifat : 1. Sifat fisika , dimana meliputi : •
Kompresibilitas
•
Kelarutan gas didalam air
•
Viskositas air
•
Berat jenis
•
Konduktifitas
2. Sifat kimiawi, dimana meliputi : •
Ion-ion negative ( Anion )
•
Ion-ion positif ( Kation )
Pengambilan contoh air formasi sebaiknya dari kepala sumur dan atau separator dengan pipa plastik lentur jangan dari bahan tembaga ( Cu ) karena mudah larut. Peralatan harus bersih dari bekas noda dan di cuci alirkan dengan air formasi yang akan diambil. Alkalinitas CO3, HCO3, dan OH harus ditentukan di tempat pengambilan contoh, karena ion-ion ini tidak stabil seiring dengan waktu
72
dan suhu. Untuk itu pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium harus dilkukan segera setelah contoh diterima, karena unsur BaSO4 terbatas kelarutannya, karena barium bereaksi dengan cepat terhadap SO4 sehingga akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kesalahan dalam penelitian. Selain dengan barium, SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun. Untuk mengetahui air formasi secara cepat dan praktis digunakan sisem klasifikasi dari air formasi, hal ini dapat memudahkan pengerjaan pengidentifikasian sifat-sifat air formasi. Dimana kita dapat memplot analisa air formasi tersebut, hal ini memudahkan kita dalam korelasi terhadap lapisan –lapisan batuan dari sumur secara tepat. Beberapa kegunaan yang paling penting dari analisa air formasi ini adalah: •
Untuk korelasi lapisan batuan
•
Menentukan kebocoran casing
•
Menentukan kualitas sumber air untuk proses water flooding Identifikasi
dilakukan
secara
kecenderungan matematik
pembentukan scale
dengan
menghitung
juga
dapat
besarnya
harga
kecenderungan pembentukan scale (scale tendency). Metode yang digunakan berbeda-beda untuk tiap jenis scale. Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale kalsium karbonat dapat dilakukan dengan menggunakan metode langelier, ryznar, stiff-davis, serta metode oddo-tompson. Sedangkan perkiraan kecenderungan terbentuknya scale kalsium sulfat dilakukan dengan menggunakan metode case dan metode Skillman-McDonald-stiff . Metode-metode tersebut diatas mempunyai keterbatasan-keterbatasan dan keakuratan hasilnya tergantung pada data analisa air yang representatif untuk tiap kondisi yang dianalisa. Hal-hal pokok yang perlu diperhatikan dalam pemilihan dan penggunaan metode perhitungan kelarutan antara lain adalah sebagai berikut:
73
a.
Metode Langelier hanya diperuntukkan untuk air tawar dan tidak dapat digunakan pada analisa air formasi, sehingga membutuhkan perhitungan konversi untuk digunakan pada air formasi.
b.
Metode Stiff and Davis merupakan modifikasi dari metode Langelier , dan dapat digunakan untuk menganalisa air formasi, tetapi hanya pada kondisi tertentu, sehingga untuk menganalisa pada kondisi reservoir diperlukan perhitungan ekstrapolasi.
c.
Perhitungan kecenderungan pembentukan scale kalsium sulfat dengan menggunakan
metode
Skillman-McDonald-Stiff ,
hanya
dapat
digunakan pada air formasi dengan kandungan total padatan (total dissolved solids, TDS) kurang dari 150.000 mg/lt, sehingga untuk air formasi dengan TDS lebih besar dari batas tersebut harus ditentukan dengan ekstrapolasi. Identifikasi terhadap mekanisme dan kondisi pembentukan, lokasi terbentuknya scale serta komposisi endapan yang terbentuk merupakan langkah awal dalam perencanaan program penanganan, baik pencegahan maupun penanggulangan yang effektif. Hasil Perhitungan SI digunakan untuk identifikasi terbentuknya Scale dengan kriteria :
Jika SI negatif berarti air tidak di jenuhi CaCO3 atau kelarutan yang dihasilkan lebih besar dari padatan yang dilarutkan, pada konsentrasi ini air tersebut bersifat korosif.
Jika SI positif berarti air di jenuhi CaCO3 sehingga cenderung terbentuk scale.
Jika harga SI = O , berarti air berada dalam kondisi jenuh
8.2.2. Pencegahan dan Penanggulangan Scale
Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha yang preventif yang dilakukan sebelum terbentuk endapan scale
Apabila endapan scale telah terbentuk maka harus ditanggulangi untuk
menghilangkan scale
yang
telah
terbentuk
tersebut.
74
Penanggulangan endapan scale ini dapat dilakukan secara mekanik, kimiawi ataupun secara kombinasi antara mekanik dan kimia.
Cara mengatasi endapan scale di area tertentu:
Menghilangkan Scale di Pipa-Pipa Dengan kombinasi penggunaan zat kimia dan line pigging
Menghilangkan Scale Di dalam Sumur dan Formasi 1. Pembersihan scale pada tubing dan perforasi 2. Pembersihan scale dari ruang pori dan rekahan (Well Stimulation) dengan cara menginjeksikan asam kedalam formasi produktif.
8.3. Peralatan dan Bahan 8.3.1. Peralatan
1) Alat titrasi 2) Labu ukur 3) pH paper strip 4) Alat ukur elektrolit 5) Pipet
Gambar 8.1. Alat titrasi
75
Gambar 8.2. Labu Ukur
Gambar 8.3. pH paper strip
Gambar 8.4. Pipet tetes
Gambar 8.5. Pipet Ukur
76
8.3.2. Bahan yang digunakan
1. Sampel air formasi 2. Larutan buffer 3. Larutan indicator 4. Larutan H2SO4 5. Larutan AgNO3 8.4. Prosedur Percobaan 8.4.1. Penentuan pH ( elektrolit )
1. Dengan menggunakan pH paper strip dapat langsung menentukan harga pH dari sample setelah mencocokkan warna pada standar pH paper
strip,
maka
diperlukan
kejelian
dalam
memilih
dan
mencocokkan warna dari paper strip. 2. Dengan alat ukur elektrolit, kalibrasi alat sebelum digunakan dengan cara : isi botol dengan larutan Buffer yang telah diketahui harga pHnya, masukkan elektroda pada botol yang berisi larutan buffer. Putar tombol kalibrasi sampai digit menunjukkan harga pH larutan buffer. 3. Cuci botol dan elektrodanya sebelum digunakan untuk menguji sample dengan air destilasi untuk mencegah terjadinya kontaminasi.
8.4.2. Penentuan Alkalinitas
1.
Ambil contoh air pada gelas titrasi sebanyak 1 cc dan tambahkan larutan PP ( Phenolptalein ) sebanyak 2 tetes.
2.
Titrasi dengan larutan H2SO4 0,02 M sambil digoyang. Warna akan berubah dari pink menjadi jernih. Catat jumlah larutan asam tersebut sebagai V p.
3.
Tetesi lagi dengan 2 tetes MO ( Metyl Orange ), warna akan berubah menjadi orange.
77
4.
Titrasi lagi dengan H2SO4 0,02 M sampai warna menjadi merah / merah muda. Catat banyaknya larutan asam total yaitu : jumlah asam ( 2 ) + asam ( 4 ) sebagai Vm.
Perhitungan •
Kebasahan P = V p / banyaknya cc contoh air
•
Kebasahan M = Vm / banyaknya cc contoh air
Konsentrasi untuk setiap ion dalam mili ekivalen ( me/L ) dapat ditentukan dari tabel berikut : Tabel 8.1. Harga kebasahan setiap ion
HCO3
M
P = 0
×
P = M
0
2P = M
0
2P < M 2P > M
20
×
CO3
OH
0
0
20
0
( M − 2P ) 0
40
20
×
40
×
P
0
40
×
P
0
×
(M−P)
20
×
P
( 2P − M )
8.4.3. 8.4.3. Penen Penentua tuan n Kalsiu Kalsium m dan Magn Magnes esium ium
Untuk menentukan kandungan Ca dan Mg perlu terlebih dahulu ditentukan kesadahan totalnya.
Penentuan Kesadahan Total
1. Ambi Ambill 20 ml air air suli suling ng dala dalam m gela gelass titr titras asi, i, tamb tambah ahka kan n 2 tete tetess larut larutan an buffe bufferr kesad kesadah ahan an total total,, dan 1 tete tetess laar laaruta utan n indic indicato ator. r. Warnanya harus biru asli ( vivid blue ) atau jernih sekali. Kalau terdapa terdapatt kemerah kemerah-me -meraha rahan, n, tetsi tetsi sedikit sedikit dengan dengan larutan larutan titrasi titrasi kesadahan total ( 1 ml = 2 epm ) sambil digoyang hingga berwarna biru asli ( jernih ). Jangan sampai berlebihan, volume titrasi ini tidak dihitung.
78
2. Tambah Tambah 5 ml contoh contoh air, warna warna akan beruba berubah h menjadi menjadi merah merah (bila kesadahan memang ada). 3. Titrasi Titrasi dengan dengan laruta larutan n kesadahan kesadahan total total ( 1 ml = 20 epm ) tetes tetes demi tetes tetes sambil sambil digoyang digoyang hingga warna berubah berubah menjadi menjadi biru asli ( jernih ). Catat volume titrasi dan hitung kesadahan totalnya. Perhitungan •
Bila menggunakan larutan 1 ml = 2 epm Kesadahan total, me/L
•
Volume titrasi * 2 Volume contoh air
Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm Kesadahan total, me/L
=
=
Volume titrasi * 20 Volume contoh air
Penentuan Kalsium
1. Ambil Ambil 20 ml air air suling, suling, tamba tambah h 2 tetes larut larutan an buffer buffer calver calver dan 1 tepung indicator calcer II, warna akan berubah menjadi menjadi cerah. Bila warnanya kemerahan, titrasi dengan larutan kesadahan total sampai warna kemerahan hilang. 2. Tamb Tambahk ahkan an 5 cc air yang yang diana dianali lisa. sa. Bila Bila ada Ca, warna warna laruta larutan n berubah menjadi kemerahan. kemeraha n. 3. Tite Titerr deng dengan an larut larutan an titra titrasi si kesad kesadah ahan an total total ( 1 ml = 20 epm ) samb sambil il digoy digoyang ang sehing sehingga ga warna warna berub berubah ah menja menjadi di biru biru cerah cerah (jernih). Catat volume titrasi.
Perhitungan •
Bila menggunakan larutan 1 ml = 2 epm Kalsium, me/L
•
=
ml titer * 2 ml contoh air
Bila menggunakan larutan 1 ml = 20 epm
79
Kalsium, me/L
ml contoh air
Konversi kadar Ca dalam mg/L = Ca, mg/L * 20
•
ml titer * 20
=
Penentuan Magnesium
Magnesium ditentukan dengan dua cara sebagai berikut : Magnesiu Magnesium, m, me/L me/L
o
= ( kesad kesadaha ahan n total total,, me/L me/L ) – ( kalsi kalsium, um, me.L )
Magne Magnesiu sium, m, me/L me/L = Magne Magnesiu sium, m, me/L me/L * 12, 12,2 2
o
8.4. 8.4.4. 4. Pene Penent ntua uan n Klo Klori rida da
1. Mengambi Mengambill 20 ml air sample, sample, menamb menambahka ahkan n 5 tetes tetes KcrO, KcrO, warna warna akan menjadi bening. 2. Menti Mentitr trasi asi den dengan gan lar laruta utan n AgNO AgNO3 1 ml ml = 0,001 0,001 g Cl sampai sampai warna warna coklat kemerahan, mencatat volume pentitrasi. 3. Jika Jika men mengg ggun unak akan an AgN AgNO O3 0,001 N : Kadar Cl, mg/L
=
ml titer * 1000 ml contoh air
Jika menggunakan AgNO3 0,01 N : Kadar Cl, mg/L
=
ml titer * 10000 ml contoh air
8.4. 8.4.5. 5. Pene Penent ntua uan n Sodi Sodium um
1. Mengk Mengkonv onvers ersika ikan n
mg/L mg/L anion anion denga dengan n
me/L me/L dan menj menjum umla lahka hkan n
harganya. −
Cl , mg / L 35.5 −
OH , mg / L 17
−
+
SO4 , mg / L 48
−
−
+
CO3 , mg / L 30
+
HCO HCO3 , mg / L 61
+
80
2. Mengkonversikan
mg/L kation menjadi
me/L dan menjumlahkan
harganya.
Ca ++ , mg / L Mg ++ , mg / L Fe ++ , mg / L Ba ++ , mg / L + + + 20 12.2 18.6 68.7 3. Kadar sodium ( Na ), mg/L = ( anion – kation )
×
23
8.4.6. Grafik Analisa Air
Analisa air sering dinyatakan dengan bentuk grafik. Kita dapat menandai perbedaan dari contoh air dengan membandingkan dua macam contoh air ( atau lebih ) dari grafik tersebut. Metode yang umum digunakan adalah metode stiff. Metode ini dapat diplot secara logaritma atau normal antara konsentrasi kation pada sisi kiri titik pusat dan konsentrasi anion diplot pada sisi kanan pusat.
Contoh : Tabel 8.2. Harga Konsentrasi Komponen
KOMPONEN
KONSENTRASI
Natrium
Mg/L 1794
meL 78.04
Kalsium
39
1.95
Magnesium
19
1.65
Barium
0
0
Klorrida
1248
39.19
Sulfat
645
13.43
Karbonat
280
9.33
Bikarbonat
1440
23.80
Iron
13
0.23
8.4.7. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3
Air yang mengandung CO3 dalam bentuk apapun akan membentuk kerak atau korosi , tergantung pH dan suhu . Hal ini dapat diketahui
81
dengan perhitungan indeks stabilitas air. CO3 yang terdapat didalam air tersebut mungkin akan tersebut sebagai asam arang (H2CO3), bikarbonat ( HCO3 ), atau karbonat ( CO3 ). Asam arang terdapat bila air tersebut terlalu jenuh dengan CO3, bikarbonat terdapat bila nilai pH air pada range 4 - 8.3, karbonat terdapat bila nilai pH air pada range 8.3 – 11. Rumusuntuk menghitung indeks stabilitas CaCO3 adalah:
SI = pH – K – pCa – pAlk
Bila indeks berharga 0, berarti air tersebut secara kimiawi seimbang. Bila indeks berharga positif, air tersebut mempunyai gejala membentuk endapan. Bila indeks berharga negative, air tersebut bersifat korosif. Nilai pH dan Konsentrasi ion Ca++, Mg++, Na++, CO-, SO4-, HCO 3Dimana :pH = K =
Nilai pH pada pengukuran contoh air Tenaga ion (ditandai m) dan suhu
Tenaga ion ini terdapat pada grafik I. Jumlah tenaga ion didapat dengan mengalikan faktor tiap - tiap ion dengan konsentrasi dalam air (dalam me/L atau mg/L) kemudian dijumlahkan dan K ditentukan dari grafik II. pCa =
konversi ion Ca++ dalam mg/L, lihat grafik II
pAlk =
konversi ion HCO3- dalam mg/L, lihat grafik II
Setelah selesai perhitungan dapat digambarkan suatu kurva indeks stabilitas terhadap suhu agar diperhatikan gejala relative pada air dari segi – segi sistemnya. Contoh permasalahan : Hitung indeks stabilitas air pada suhu 50, 77, 177, dan 158 oF dengan air pH = 6.9 Tabel 8.3. Indeks Stabilitas
ION Ca++
me/L 12.0
mg/L 240
82
Mg++
20.4
249
Na++
295.5
6769
Cl-
253.5
9000
SO4-
41.7
2000
HCO3-
13.8
841
Dengan menggunakan faktor- faktor yang terdapat pada grafik I, jumlah tenaga ion dapat dihitung sebagai berikut:
Tabel 8.4. Perhitungan Tenaga Ion
ION Ca++
( me/L ) 12.0
*factor * 5 x 10-5
= ...me/L = 0.1476
Mg++
20.4
* 1 x 10-3
= 0.012
Na++
295.5
* 1 x 10-3
= 0.0204
Cl-
253.5
* 5 x 10-5
= 0.1268
SO4-
41.7
* 1 x 10-5
= 0.0417
* 5 x 10-5
= 0.0069 = 0.3554
HCO3-
13.8 Jumlah tenaga ion
Setelah menggunakan ion dari air dapat dihitung, tentukan nilai L dari grafik I dimulai dari bawah grafik jumlah tenaga ion (µ), ikuti garis tegak lurus hingga bertemu dengan kurva suhu, kemudian baca nilai K ke sisi kiri. Tabel 8.5. Harga Faktor K dan Suhu
SUHU 50 oF
Factor K 2.9
77 oF
2.65
122 oF
2.15
156 oF
1.5
83
Grafik II digunakan untuk menentukan nilai pCa dan pAlk. Tentukan titik konsentrasi Ca++ pada nilai sebelah kiri grafik, tarik garis lurus hingga bertemu pada kurva kiri. Ikuti garis kebawah untuk menentukan nilai pCa. Cara yang sama untuk konsentrasi HCO3- dengan kurva kekanan dan ke bawah untuk pAlk. Setelah didapat harga pCa dan pAlk, maka hitung indeks stabilitas dengan rumus :
Indeks Stabilitas = pH – K pCa – pAlk
SI/50 oF = 6.9 – 2.90 -2.2 -1.85 = -0.05 SI/77 oF = 6.9 – 2.65 -2.2 -1.85 = 0.20 SI/50 oF = 6.9 – 2.15 -2.2 -1.85 = -0.70 SI/50 oF = 6.9 – 1.50 -2.2 -1.85 = 1.35
Kesimpulan :
Air tersebut bergejala scalling pada suhu 54 oF ke atas
Air tersebut bergejala corrosive pada suhu 54 oF ke bawah
8.5. Analisa Dan Perhitungan 8.5.1. Analisa
pH air
:8
Volume Sampel
: 10
Konsentrasi Ion CO3- : 10 Konsentrasi Ion OH- : 3 Penentuan Sodium (Na+) Tabulasi Hasil Analisa Konsentrasi Anion
Konsentrasi Kation
Anion
BM
Mg/L
Me/ L(*)
Kation
BM
Mg/L
Me/L
Cl−
35.5
24400
687,32
Ca2++
40
40
2
84
SO42−
96
300
6,25
Mg2++
24
0
0
CO32−
60
300
10
Fe2++
56
1000
53,571
HCO3−
61
0
0
Ba2+
137
-
-
OH−
17
51
3 706,574
Anion
*
55,571
Kation
konversi mg/L ke me/L =
((mg/L)* valensi/BM)
Kadar Sodium ( Na+ )
=
Anion − Kation
=
( 706.57 − 55.571 ) mg/l
=
651,003
Grafik 8.1. Diagram Stiff – Davis
Anion
Kation -
-
OH
3
HCO
Ba+ +
0
Fe+++ (102) Ca++ (100) Mg++
(101) CO320
(100) SO42-
Na+ (102)
(102) Cl-
10 9
8 7
6
5
4
3
2
1
1
0
2
3
4
5
6
7
8
9 10
Tabel 8.6. Perhitungan Indeks Stabilitas CaCO3
Ion
Konsentrasi
Faktor Koreksi
Ion strength Me/L x Koreksi
Me/L
PPM
Me/L
Cl −
PPM -
687,324
2,4 × 10−5
6 × 10−4
0,412
SO4 2-
-
6,25
2,1 × 10−5
1 × 10−3
0,006
CO3 2-
-
10
3,3 × 10−5
1,5 × 10−3
0,015
HCO3 -
-
0
0,8 × 10−5
5 × 10−3
0
85
Ca 2+
-
2
3 × 10−5
2 × 10−3
0,004
Mg 2+
-
0
8,2 × 10−5
1 × 10−3
0
Fe 3+
1000
53,571
8,1 × 10−5
1,5 × 10−3
0,080
Negatif
Negatif
-
2 × 10−4
0,130
Ba 2+ Na +
Negative Negative 651,003
2,2 × 10−5 Σ molar Ionic Strength
Grafik 8.2. Penentuan harga k pada CaCO 3
0,647
86
Dari grafik diperoleh: Tenaga ion keseluruhan ( k, dari grafik 8.1. ) pada suhu: Pada temperatur 0 °C
=
3,65
Pada temperatur 20 °C
=
3,5
Pada temperatur 40 °C
=
2,98
Pada temperatur 60 °C
=
2,4
87
Pada temperatur 80 °C
=
1,77
Pada temperatur 100 °C
=
0,96
Harga pCa = 3,0 ( dari grafik 8.3.)
pAlk = 3,0 ( dari grafik 8.3 )
Harga indeks stabilitas CaCO3 ( SI ) = pH – K – pCa – palk
8.5.2. Perhitungan Konversi Satuan Konsentrasi Anion
Cl - elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
SO4 2- elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
CO3 2- elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
HCO3 - elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
OH - elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
1 24400 x 1 35.5
=
687,324 me/L
=
6,25 me/L
=
10 me/L
=
0 me/L
=
3 me/L
=
2 me/L
=
0 me/L
2 300 x 2 96
2 300 x 2 60
1 0 x 1 61
1 51 x 1 17
Konversi Satuan Konsentrasi Kation
Ca 2+ elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
Mg 2+ elektron valensi
=
Konversi mg/L ke me/L =
Fe 3+ elektron valensi
=
2 40 x 2 40
2 0 x 2 24
3
88
Konversi mg/L ke me/L =
Ba+ electron valensi
1000 x 3 56
=
2
Konversi Mg/L ke me/L =
-
Ion Strength
Cl -
SO4 2-
CO3 2-
HCO3 -
Ca 2+
=
(Me/L) x Koreksi
=
687,324 x 6 x 10-4
=
0,412
=
(Me/L) x Koreksi
=
6,25 x 1 x 10-3
=
6,25 x 10-3
=
(Me/L) x Koreksi
=
10 x 1,5 x 10-3
=
0,015
=
(Me/L) x Koreksi
=
0 x 5 x 10-3
=
0
=
(Me/L) x Koreksi
=
2 x 2 x 10-3
=
0,004
=
53,571 me/L
89
Mg 2+
Fe 3+
Ba 2+
Na +
=
(Me/L) x Koreksi
=
0 x 1 x 10-3
=
0
=
(Me/L) x Koreksi
=
53,571 x 1,5 x 10-3
=
8,0355 x 10-2
=
(Me/L) x Koreksi
=
-
=
(Me/L) x Koreksi
=
651,003 x 2 x 10-4
=
1,302 x 10 -1
Nilai SI
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 0 oC ; K = 3,65 SI 0 oC
=
8 – 3,65 – 3,0 – 3,0
=
-1,65
=
pH – K – pCa - pAlk
=
8 – 3,5 – 3,0 – 3,0
=
-1,5
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 40 oC ; K = 2,98 SI 40 oC
pH – K – pCa - pAlk
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 20 oC ; K = 3,5 SI 20 oC
=
=
pH – K – pCa - pAlk
=
8 – 2,98 – 3,0 – 3,0
=
-0,98
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 60 oC ; K = 2,4 SI 60 oC
=
pH – K – pCa - pAlk
=
8 – 2,4 – 3,0 – 3,0
=
-0,4
90
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 80 oC ; K = 1,77 SI 80 oC
=
pH – K – pCa - pAlk
=
8 – 1,77 – 3,0 – 3,0
=
0,23
Harga SI (Indeks Stabilitas) pada suhu 100 oC ; K = 0,96 SI 100 oC
=
pH – K – pCa - pAlk
=
8 – 0,96 – 3,0 – 3,0
=
1,04
Tabel 8.7. Harga Indeks Stabilitas
Temperatur ( oC )
pH
K
P Ca
p Alk
SI
Sifat
0
8
3,65
3
3
-1,65
Asam
20
8
3,5
3
3
-1,5
Asam
40
8
2,98
3
3
-0,98
Asam
60
8
2,4
3
3
-0,4
Asam
80
8
1,77
3
3
0,23
Basa
100
8
0,96
3
3
1,04
Basa
8.6. Pembahasan
Jika perhitungan indeks stabilitas (SI) di atas menghasilkan suatu angka-angka, maka akan dapat diketahui sifat-sifat dari air formasi yang diteliti dengan memperhatikan hubungan antara pH air formasi, tenaga ion keseluruhan, temperatur, serta pCa dan pAlk, dimana jika SI menunjukkan hasil yang positif, maka pada temperatur tersebut akan cenderung untuk membentuk scale karena bersifat basa. Sebaliknya, jika SI menunjukkan hasil negatif maka pada temperatur tersebut air formasi akan cenderung untuk membentuk korosi pada alat-alat produksi karena bersifat asam, akan tetapi jika SI menunjukkan hasil nol (SI = 0) maka pada temperatur
91
tersebut air formasi dalam keadaan setimbang dimana tidak terbentuk scale maupun korosi. Karena ion-ion ini tidak stabil seiring dengan waktu dan suhu. Untuk itu pH perlu diturunkan sampai 1 dengan asam garam. Penentuan kadar barium harus dilkukan segera setelah contoh diterima, karena unsure BaSO4 terbatas kelarutannya karena reaksi barium cepat dengan SO4, akan mengurangi konsentrasi barium dan akan menimbulkan kesalahan dalam penelitian. Selain denga barium ,SO4 juga cepat bereaksi dengan kalsium menjadi CaSO4 pada saat suhu turun. Tetapi, secara garis besar, penelitian air formasi ini akan dapat memberikan informasi mengenai seberapa banyak kadar unsur dan ion yang terkandung dalam air formasi tersebut, sehingga dapat digunakan untuk mengantisipasi dampak berupa kerusakan terhadap pipa pemboran maupun alat – alat produksi lainnya akibat adanya scale dan korosi. Pengambilan sample air formasi dilakukan di kepala sumur dan / atau di separator dengan menggunakan penampung bertutup terbuat dari kaca atau plastic agar tidak terjadi kontaminasi dan hilangnya ion hidrogen karena akan mempengaruhi kebasahan sample. SI (Stabilitas Indeks) didapatkan dari beberapa data yaitu: temperatur, pH, K (tenaga ion keseluruhan), pAlk, dan pCa. Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon karena memang di dalam suatau akumulasi minyak, air selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10% dan maksimal 100% dari keseluruhan pori. Pada data yang telah diberikan, diketahui bahwa pH = 8, pCa = 3,0, pAlkali = 3,2. Untuk nilai k (tenaga ion keseluruhan) didapat dengan membaca grafik ionic strength (terlampir dalam bagian lampiran). Setelah pembacaan grafik kita lakukan, barulah kita bisa menentukan harga SI (Stabilitas Indeks) pada temperatur tertentu dimana kita mendapatkan pembacaan nilai k ( tenaga ion keseluruhan ). Dari data tabel 8.8 di atas, kemudian diplotkan ke dalam suatu grafik menjadi grafik seperti di bawah ini :
92
Grafik 8.3. Harga K terhadap temperatur
TemperatureterhadapIon Keseluruhan(K) 120 110 100 C ° 90 80 70 60 50 40 T t a 30 p m e r u 20 10 0
0.55, 100 1.45, 80 2.16, 60 2.72, 40 3.15, 20 3.45, 0 0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
Tenaga Ion Keseluruhan (K)
Dari grafik di atas kita dapat mengetahui bahwa semakin rendah suhu maka nilai K semakin besar. Dan dapat dikatakan bahwa hubungan suhu terhadap nilai K adalah berbanding terbalik.
Grafik 8.4.Stabilitas Indeks terhadap Temperatur ( oC )
93
8.7.
Kesimpulan
Dari data dan analisa yang telah dilakukan, dapat disimpulkan : 1. Stabilitas indeks (SI) dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu pH, tenaga ion keseluruhan (K), konversi ion Ca 2+ dan konversi ion HCO3. 2. Dari data yang diberikan, dapat disimpulkan bahwa semakin tinggi temperatur, maka semakin rendah tenaga ion keseluruhan (K) pada suatu larutan. 3. Untuk mendapatkan kandungan air formasi yang lebih akurat, sample harus diambil langsung dari separator atau kepala sumur dan kemudian disimpan pada wadah tertutup yang terbuat dari kaca atau plastik, sehingga kebasahan sample masih seperti semula. 4. Faktor-faktor yang sangat berpengaruh dalam penentuan tingkat pengendapan dan pelarutan dalam air formasi adalah pH, temperatur, serta total tenaga ion keseluruhan dari air formasi tersebut. 5. Harga SI positif mempengaruhi masalah produksi, masalah yang timbul dari air formasi bersifat scale. Apabila bernilai negatif, masalah yang timbul dari air formasi akan bersifat korosif.
94
6. Jika harga SI bernilai negatif berarti bersifat asam, dan jika bernilai positif berarti bersifat basa.
BAB IX
PEMBAHASAN UMUM
Metode Dean & Stark merupakan salah satu metode untuk menentukan besarnya kandungan air dalam crude oil dengan prinsip destilasi, dan kondensasi. Kandungan air ini penting untuk mengetahui perkiraan cadangan, perencanaan dan penanganan peralatan produksi, dan untuk persyaratan ekspor minyak mentah yang menggunakan standart air yang diijinkan. Crude oil yang dihasilkan dari dalam sumur pemboran tidak semua mengandung minyak, tetapi juga mengandung campuran air dan gas. Sebelum proses pemanasan, sample minyak yang akan digunakan terlebih dahulu dicampur dengan solvent (pelarut) yang pada percobaan ini menggunakan kerosin, karena mempercepat proses penguapan, disamping itu juga mengunakan kerikil yang ditaruh didalam ground flask joint supaya mengimbangi tekanan uap agar tidak terjadi ledakan. Jumlah air yang terdapat dalam water trap merupakan fungsi waktu dari hasil destilasi, karena semakin lama waktu yang digunakan maka air yang didapat semakin banyak tergantung atas kondisi air didalam minyak, karena berhubungan dengan persen kandungan air. Dengan mengetahui % kandungan air ini nantinya dapat diketahui minyak (crude oil ) yang memiliki kualitas yang baik, yang nantinya dapat diperoleh gambaran mengenai keadaann minyak mentah dan jumlahnya yang memungkinkan untuk diproduksikan. Percobaan dengan metode ini kurang efektif karena penguapan minyak yang
mengakibatkan
berkurangnya gravity
minyak
yang
bersangkutan.
Kehilangan gravity ini adalah karena penguapan fraksi-fraksi dari minyak. Pengurangan penguapan dapat dilakukan dengan memanaskan minyak dalam ruang yang tertutup rapat. Penggunaan solvent berupa kerosin bertujuan untuk mempercepat proses pemisahan air dari minyak serta proses pemanasannya. Metode centrifuge bermanfaat untuk menentukan kadar air dan base sediment yang terdapat dalam crude oil . Prinsip dasar yang digunakan adalah
95
96
pemisahan penyusun crude oil berdasarkan perbedaan berat jenisnya. Pada hasil akhir akan terpisah antara crude oil , air , dan padatan karena berat jenis padatan > berat jenis air > berat jenis crude oil . Dari percobaan penentuan kandungan air dan endapan (BS & W) dengan centrifuge method kita dapat mengetahui bahwa kandungan air dalam sample minyak dalam suatu sumur ternyata berbeda-beda. Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi BS & W, antara lain : 1. Penyebaran air yang tidak merata dalam batuan reservoir 2. Kondisi dari formasi (kompak atau tidak kompak) Selain mengandung air, crude oil juga mengandung padatan yang berupa pasir dan butiran-butiran yang berasal dari reservoir. Padatan akan masuk ke lubang bor dan akan ikut naik ke permukaan. Sama seperti air, padatan juga mempengaruhi mutu minyak yang diproduksi. Percobaan dengan centrifuge method menghitung kandungan air dan endapan. Pada dasarnya metode yang dipakai pada percobaan ini adalah metode perputaran yang mengakibatkan gaya centrifugal. Pada waktu perputaran akan bekerja gaya centrifugal yang menyebabkan molekul - molekul fluida terlempar menjauhi titik pusat perputarannya. Selain itu, karena adanya gaya gravitasi maka molekul-molekul fluida akan diendapkan menurut berat jenisnya masing - masing. Metode dasar dalam percobaan penentuan specific gravity (SG) adalah dengan mencelupkan hidrometer ke dalam minyak dan membaca skala yang didapat, kemudian mencocokkannya pada tabel SG.. Besarnya spesific gravity (SG) dari suatu fluida ditentukan oleh berbagai faktor. Pada kesempatan ini penentuan SG crude oil ditentukan oleh keadaan suhu kamar. Dalam menentukan SG crude oil maka hal yang perlu diperhatikan sekali yaitu ketelitian pada saat menghitung SG terukur dengan menggunakan hydrometer . Hal ini dikarenakan hasil dari pengukuran hydrometer merupakan data awal sekaligus data penentu untuk menghitung baik SG maupun oAPI yang dibagi menjadi tahap perhitungan harga terukur, perhitungan koreksi pada 60/60 o
F hingga perhitungan untuk mendapatkan harga sebenarnya.
97
Adapun
faktor-faktor
yang
mempengaruhi
ketepatan
test
dengan
menggunakan hydrometer diantaranya adalah sebagai berikut : 1. Ukuran hydrometer yang dapat mendetermnasikan gravity mnyak mentah yang bebas air dengan ketelitian yang tinggi. 2. Adanya campuran fluida lain seperti air. Hal ini akan menyebabkan kekurangan ke akuratan, sebab gelembunggelembung gas yang sering timbul pada suspense akan menempel pada hydrometer dan akan cenderung menahan instrument, sehingga sulit mencapai posisi yang diharapkan. 3. Titik air pada permukaan hydrometer Hal
ini
menyebabkan
instrument
tenggelam
melewati
posisi
sebenarnya. Penggolongan oAPI didasarkan pada kemampuan fluida mengalir, sebab semakin tingi SG (oAPI semakin kecil), maka aliran fluida tersebut semakin lambat, sehingga hal ini mengganggu proses produksi , sebab dengan semakin tingginya SG suatu crude oil , maka memiliki kecendrungan membeku lebih cepat pada suhu normal yang dapat menyumbat pipa produksi karena semakin tinggi harga SG yang didapat maka makin kecil nilai oAPI. oAPI dijadikan standard penentu kualitas suatu crude oil . Untuk nilai oAPI 10 – 20 digolongkan minyak berat, 20 – 30 digolongkan minyak sedang, sedangkan untuk nilai oAPI lebih besar dari 30 maka digolongkan minyak ringan. Titik kabut lebih besar dari pada titik beku dan titik tuang. Titik beku merupakan temperatur terendah dimana suatu fluida tidak dapat mengalir (terjadinya pembekuan). Jika dihubungkan dengan komposisi minyak, minyak berat lebih cepat mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan (residu atau lilin), sedangkan pada minyak ringan justru banyak terkandung gas. Pada perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa, sehingga tidak bisa lagi mengalir.
98
Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi. Untuk mengatasi al tersebut, kita dapat mengambil formasi sample minyak dan mengadakan uji coba untuk menentukan titik kabut, titik beku, dan titik tuang. Dalam aplikasi di lapangan biasanya percobaan ini digunakan sebagai bahan dalam merencanakan minyak yang nantinya akan diproduksi dapat terus mengalir hingga ke fasilitas-fasilitas produksi yang dituju. Dari bahan yang diperoleh selanjutnya akan digunakan untuk mengkondisikan suhu yang berada dalam pipa-pipa yang dilewati oleh minyak metah. Dimana salah satu car yaitu dengan mengisolasi pipa atau dengan jalan diberi heater agar aliran dari flow line tetap lancar. Bahwa minyak berat yang lebih dulu mengalami pembekuan daripada minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan padatan jika dibanding minyak ringan. Jadi untuk menghindari pembekuan maka haruslah diusahakan agar temperatur minyak yang diproduksi pada alat-alat flow line tetap stabil. Besarnya flash point dan fire point dipengaruhi oleh komposisi minyak yang bersangkutan. Selain itu juga dipengaruhi oleh kecepatan fluida tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara. Untuk minyak berat yang banyak mengandung fraksi berat akan lebih sukar terbakar (titik nyala dan titik bakarnya tinggi). Semakin cepat fluida tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara maka semakin mudah ia untuk terbakar (titik nyala dan titik bakarnya rendah). Bila dihubungkan dengan nilai oAPI maka semakin tinggi nilai oAPI suatu oil , maka semakin rendah titik nyala dan titik bakar oil tersebut (semakin mudah terbakar). Pada
penentuan
viskositas
dari suatu
sample,
viscometer
harus
dikalibrasikan terlebih dahulu. Ada 2 cara yang dapat digunakan yaitu kalibrasi dasar dan kalibrasi dengan menggunakan minyak standar. Pada kenyataannya, secara sederhana besar – kecilnya viskositas dapat dilihat dari kecepatan alir suatu fluida dalam suatu media alir (pipa kapiler). Semakin lambat laju alirnya maka
99
nilai viskositasnya adalah semakin besar. Demikian sebaliknya semakin cepat laju alirnya maka semakin kecil nilai viskositasnya. Dalam percobaan sebelumnya (Spesific Gravity), kita menentukan SG suatu minyak. Spesific Gravity memiliki hubungan dengan viskositas, dimana minyak yang memiliki spesific grafity yang lebih besar, maka memiliki viskositas yang tinggi pula. Dalam percobaan ini praktikan harus melihat skala suhu pada thermometer dan mempertahankan supaya suhu tetap konstan seperti yang diinginkan. Selain itu faktor kebersihan alat perlu dipertahankan agar tidak mempengaruhi hasil viskositas kinematik minyak. Dengan mengetahui harga kinematik dari suatu minyak maka dapat pula ditentukan besarnya tekanan yang diperlukan untuk mengalirkan minyak tersebut melalui pipa. Analisa kimiawi pada air formasi dimaksudkan untuk mengetahui dan mengantisipasi timbulnya problem – problem produksi berupa scale maupun korosi yang terjadi pada peralatan – peralatan produksi agar tidak terlambat dalam mengambil tindakan. yang pada prinsipnya dilakukan untuk mengetahui kandungan ion dan pH dari air formasi tersebut. Apabila SI bernilai positif maka air formasi tersebut bersifat basa dan berpotensi menimbulkan masalah berupa endapan (scaling ) yang berakibat pada mengecilnya luas media alir utnuk fluida yang dimaksud. Apabila SI bernilai negatif maka air formasi tersebut bersifat asam dan berpotensi menimbulkan masalah korosi yang bila dalam skala besar dapat menimbulkan bocornya peralatan.
BAB X
KESIMPULAN UMUM
1.
Analisa yang kita lakukan untuk mengetahui karakteristik reservoir yang akan kita kembangkan, analisa ini bisa di lakukan di lapangan yang baru atau lapangan yang sudah ada. Tahapan analisa seperti Metode Dean & Stark, Centrifuge, Titik beku dan Titik tuang serta titik kabut, flash point (titik nyala) dan fire point (titik bakar), specific gravity, pengukuran viskositas dan pengukuran air formasi.
2.
Metode Dean & Stark merupakan salah satu metode untuk menentukan besarnya kandungan air dalam crude oil dengan prinsip destilasi, kondensasi, serta berat jenis dari masing -masing elemen yang terkondensasi di trap. Kandungan air ini penting untuk mengetahui perkiraan cadangan, perencanaan dan penanganan peralatan produksi, dan untuk persyaratan export minyak mentah yang menggunakan standart air yang diijinkan.
3.
Metode centrifuge bermanfaat untuk menentukan kadar air dan base sediment yang terdapat dalam crude oil . Semakin besar gaya centrifugal yang digunakan, semakin baik pemisahan antara minyak, air, dan padatan.
Pada percobaan diperoleh kandungan % BS & W untuk sampel I sebesar 0,575 %
4.
Untuk % BS & W pada sample II pada % BS & W sebesar 0,062% Penentuan titik kabut, titik tuang, dan titik beku tergantung pada
perbandingan komposisi kimia dari suatu crude oil . Titik beku itu sendiri merupakan temperatur terendah dimana suatu fluida tidak dapat mengalir (terjadinya pembekuan). Jika dihubungkan dengan komposisi minyak, minyak berat lebih cepat mengalami pembekuan dari pada minyak ringan. Karena pada minyak berat lebih banyak mengandung padatan-padatan (residu atau lilin), sedangkan pada minyak ringan justru banyak terkandung gas.
100
101
Dari sample maka diperoleh :
Titik kabut
: 63,68 ºF
Titik beku
: 40,1 ºF
Titik tuang
: 61,16 ºF
5.
Besarnya flash point dan fire point dipengaruhi oleh komposisi minyak yang bersangkutan. Selain itu juga dipengaruhi oleh kecepatan fluida tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara. Semakin cepat fluida tersebut untuk menguap dan bercampur dengan udara maka semakin mudah ia untuk terbakar (titik nyala dan titik bakarnya rendah). Bila dihubungkan dengan nilai derajat API maka semakin tinggi nilai derajat API suatu oil , maka semakin rendah titik nyala dan titik bakar oil tersebut (semakin mudah terbakar). Dari hasil percobaan dan analisa didapat flash point 79,2 ˚C = 174,56 ˚F dan fire point 92,8 ˚C = 199,04 ˚F.
6.
Prinsip dasar penentuan specific gravity (SG) adalah dengan mencelupkan hidrometer ke dalam minyak, sedangkan untuk SG gas digunakan effusiometer yang memanfaatkan kecepatan aliran aliran gas untuk menentukan SG dengan suatu zat standart untuk pembanding. Derajat API dijadikan standart penentu kualitas suatu crude oil .
Harga SG minyak yang sebenarnya yang diperoleh dari percobaan SG adalah 0,881
7.
Harga °APItrue adalah 29,112 Pada p enentuan viskositas dari suatu sample harus d isesuaikan
dengan viscometer yang digunakan. Viskositas suatu fluida tergantung pada komposisi fluida tersebut, serta tekanan dan temperatur fluida. Viscometer harus dikalibrasikan terlebih dahulu, ada 2 cara yang dapat digunakan yaitu kalibrasi dasar dan kalibrasi dengan menggunakan minyak standar. Pada kenyataannya, secara sederhana besar – kecilnya viskositas dapat dilihat dari kecepatan alir suatu fluida dalam suatu media alir (pipa kapiler). Semakin
102
lambat laju alirnya maka nilai viskositasnya adalah semakin besar. Demikian sebaliknya semakin cepat laju alirnya maka semakin kecil nilai viskositasnya. Dari percobaan penentuan viskositas minyak didapatkan:
Koefisien Viscometer (B) sebesar 640,968
Konstanta alat keselruhan sebesar 0.008
Harga viskositas kinematiknya untuk persamaan C x T dikarenakan (B/T2b)> (0.001 x C x T2b )
8.
Analisa kimiawi pada air formasi dimaksudkan untuk mengetahui dan mengantisipasi timbulnya problem – problem produksi berupa scale maupun korosi yang terjadi pada peralatan – peralatan produksi agar tidak terlambat dalam mengambil tindakan. yang pada prinsipnya dilakukan untuk mengetahui kandungan ion dan pH dari air formasi tersebut. Apabila SI bernilai positif maka air formasi tersebut bersifat basa dan berpotensi menimbulkan masalah berupa endapan (scaling ) yang berakibat pada mengecilnya luas media alir utnuk fluida yang dimaksud. Apabila SI bernilai negatif maka air formasi tersebut bersifat asam dan berpotensi menimbulkan masalah korosi yang biladalam skala besar dapat melimbulkan bocornya peralatan.
9.
Temperatur tinggi = Viskositasnya rendah (encer) = SG rendah = o
API nya tinggi Minyak ringan = kualitasnya bagus.
