Isi Laporan BAB I-V

LEMBAR PENGESAHAN (APPRO (APP ROVI VI NG SH SH EET)

LAPORAN RESMI (OF (O F FI CIAL REP REPOR ORT) T)

PRAKTIKUM MEKANIKA RESERVOIR (RESERVOIR (RES ERVOIR M ECH ANI CAL COURS COURSE)

DISETUJUI UNTUK (AGREED (AGR EED F OR OR))

LABORATORIUM TEKNIK PERMINYAKAN (LABORATORY (LABORATO RY OF PETROLEUM PETROLEUM ENGI NEERI NG)

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN (DEPARTME (DEP ARTME NT OF OF PETROLEUM PETROLEUM ENGI NEERI NG)

FAKULTAS TEKNIK (ENGINE ERI NG FA CULTY)

UNIVERSITAS ISLAM RIAU PEKANBARU DISETUJUI OLEH : (APPROVED (APPR OVED BY)

(Dr. MURSYIDAH, M.sc) Ka. Lab Teknik Perminyakan

(IRA HERAWATI, ST, MT) Dosen Pengasuh

KATA PENGANTAR

Assalamu’alaikum Assalamu’alaiku m Warahmatullahi Wabarakatuh, Wabarakatuh,

Puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Allah SWT yang telah memberikan rahmat dan anugerah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Laporan Resmi Mekanika Reservoir ini dengan baik dan tepat pada waktunya.

Laporan resmi ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat untuk kelulusan dari mata kuliah Praktikum Mekanika Reservoir, di Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik, Universitas Islam Riau, kemudian penulisan laporan ini merupakan wujud pertanggung-jawaban penulis, setelah melakukan kegiatan Praktikum Mekanika Reservoir pada kurikulum semester III Tahun Akademik 2012/2013. Tiada gading yang tak retak, segala usaha telah penulis lakukan dengan sebaik-baiknya, namun penulis menyadari sepenuhnyabahwa isi dari laporan resmi ini masih jauh dari kesempurnaan dan tidak luput dari kesalahan dan kekurangan. Oleh karena itu penulis mengharapkan kepada semua pihak agar dapat memberikan kritik dan saran yang bersifat membangun dami kesempurnaan penulisan untuk masa yang akan datang. Akhir kata penulis mengharapkan agar laporan ini sangat berguna baik bagi penulis sendiri maupun bagi bagi pembaca budiman sekalian. Wass Was salamualai kum War ahmatull ahi Wabarakatuh,

Pekanbaru, 12 Desember 2012 Penulis,

Diko Deviko 113210712

iii

iv

UCAPAN TERIMA KASIH Assalamu’alaikum Warahmatullahi Wabarakatuh,

Dengan segala kerendahan hati penulis ingin mengucapkan banyak penghargaan dan terimakasih kepada : 1. Ira Herawati. ST. MT sebagai dosen pengasuh mata kuliah Praktikum Mekanika Reservoir. 2. Dr.

Mursyidah,

MSc

Kepala

Laboratorium

Teknik

Perminyakan

Universitas Islam Riau, yang telah banyak membimbing dan selalu berinovasi demi kemajuan laboratorium, serta tidak pernah lelah memberi semangat, motivasi dan bimbingan kepada penulis. 3. Eka Kusuma Dewi, ST selaku Instruktur Laboratorium yang telah banyak membimbing dan memberikan saran-saran yang membangun. 4. Supriadi, ST selaku Teknisi Laboratorium, yang tidak pernah lelah dalam membantu praktikan (penulis) jika terjadi kesalahan dalam penggunaan alat-alat dilaboratorium. 5. Asisten laboratorium, yang telah meluangkan banyak waktu, tenaga dan pikirannya untuk membimbing praktikan (penulis), dalam praktikum Mekanika Reservoir ini : a. Tauviq Syarief (093210527) : percobaan

“Pengukuran Porositas

( Porosity Measurement )”. b. Bella Vista Nadia Kurnia (093210339) : Percobaan

“Pengukuran

Permeabilitas ( Pemeability Measurement )”. c. Iben Saptoyoso (093210241) : percobaan

“Pengukuran Saturasi Fluida

( Measurement of Fluida Saturation)”. d. Kefri Handa Yasni (093210237) : percobaan

“Penentuan K adar Larut

Sampel Formasi dalam Larutan Asam ( Determination of Solubility Formation Sample in Acid Solution )”. e. Bomantari Gilang Pratiwi (103210200) : percobaan “Sieve Analysis”. 6. Ayahanda dan Ibunda tercinta, serta saudara-saudaraku yang tersa yang.

v

7. Untuk Teman-teman praktikan Mekanika Reservoir angkatan 2011, tetap semangat untuk menyelesaikan kuliah. Selain itu, penulis juga mengucapkan terimakasih kepada pihak-pihak yang mungkin terlewat / tidak dapat penulis sebutkan satu persatu, yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan Laporan Resmi ini. Dukungan dan doa kalian tetap penulis butuhkan.

DAFTAR ISI (CONTENTS)

Halaman KATA PENGANTAR .............................................................................

iii

(PREFACE)

UCAPAN TERIMA KASIH ..................................................................

iv

(GRATITUDE)

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

vi

(CONTENTS)

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

x

(LI ST OF F I GURE)

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

xi

(LI ST OF GRAPH )

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

xii

(LI ST OF TABLE)

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

1

(INTRODUCTION)

A.

Latar Belakang ...........................................................

1

B.

Tujuan Penulisan ........................................................

2

C.

Batasan Masalah .........................................................

2

D.

Sistematika Penulisan .................................................

3

PERCOBAAN I

PENGUKURAN POROSITAS .............................

4

(EXPERI M ENT I

POROSI TY M EASUREM ENT)

1.1.

Tujuan Percobaan .......................................................

4

1.2. Teori Dasar .................................................................

4

1.3. Alat dan Bahan ...........................................................

6

1.4. Gambar dan Alat ........................................................

7

1.5. Prosedur Percobaan ....................................................

8

1.6. Hasil Pengamatan .......................................................

9

vi

1.7. Hasil Perhitungan .......................................................

11

1.8. Pembahasan ................................................................

17

1.9. Kesimpulan .................................................................

20

1.10. Tugas ..........................................................................

21

PERCOBAAN II

PENGUKURAN PERMEABILITAS ..................

25

(EXPERIM ENT I I PERMEABI LI TY M EASUREMENT)

2.1


25

2.2

Teori Dasar .................................................................

25

2.3

Alat dan Bahan ...........................................................

27

2.4

Gambar Alat ...............................................................

28

2.5

Prosedur Percobaan ....................................................

29

2.6

Hasil Pengamatan .......................................................

30

2.7

Hasil Perhitungan .......................................................

30

2.8

Pembahasan ................................................................

32

2.9

Kesimpulan .................................................................

34

2.10 Tugas ..........................................................................

34

PERCOBAAN III

PENGUKURAN SATURASI FLUIDA .............

36

(EXPERIM ENT I I I M EASUREMENT OF FL UI D SATURATION)

3.1


36

3.2

Teori Dasar .................................................................

36

3.3

Alat dan Bahan ...........................................................

39

3.4

Gambar dan Alat ........................................................

40

3.5


41

3.6


42

3.7


42

3.8

Pembahasan ................................................................

43

3.9

Kesimpulan .................................................................

46

3.10 Tugas ..........................................................................

47

vii

PERCOBAAN IV

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPEL.....

48

FORMASI DALAM LARUTAN ASAM (EXPERIM ENT I V DETERMI NATI ON OF SOLUBI LI TY FORMATI ON SAM PLE I N ACID SOLUTI ON)

4.1


48

4.2

Teori Dasar .................................................................

48

4.3

Alat dan Bahan ...........................................................

49

4.4

Gambar dan Alat ........................................................

50

4.5


51

4.6


52

4.7


52

4.8

Pembahasan ................................................................

53

4.9

Kesimpulan .................................................................

62

4.10 Tugas ..........................................................................

63

PERCOBAAN V

SIEVE ANALISIS.................................................

65

(EXPERI M ENT V SI EVE ANAYSI S )

5.1


65

5.2

Teori Dasar .................................................................

65

5.3

Alat dan Bahan ...........................................................

65

5.4

Gambar dan Alat ........................................................

66

5.5


67

5.6


68

5.7


71

5.8

Pembahasan ................................................................

75

5.9

Kesimpulan .................................................................

77

5.10 Tugas ..........................................................................

77

PENUTUP .............................................................................................

79

(CLOSING)

A.

Kesimpulan ................................................................. viii

79

B.

Saran ...........................................................................

DAFTAR PUSTAKA .............................................................................. (REVERENCES)

LAMPIRAN (ATTACHMENTS)

ix

80

xiii

DAFTAR GAMBAR Halaman

Gambar 1.1 Peralatan Percobaan1 ............................................................

7

Gambar 1.2 Diagram Komponen Penyusun Batuan .................................

21

Gambar 1.3 Jenis Batu Pasir dan Limestone.............................................

22

Gambar 1.4 Porositas Original atau Primer ..............................................

23

Gambar 1.5 Porositas Induced atau Skunder ............................................

24

Gambar 2.1 Peralatan Percobaan II ...........................................................

28

Gambar 2.2 Hukum Darcy ........................................................................

34

Gambar 3.1 Peralatan Percobaan III .........................................................

40

Gambar 4.1 Peralatan Percobaan IV .........................................................

50

Gambar 4.2 Pengerjaam Acidizing ...........................................................

54

Gambar 4.3 Perbedaan Sumur yang di fracturing dengan yang di asam ..

58

Gambar 5.1 Peralatan Percobaan V ..........................................................

66

Gambar 5.2 Screen and Liner Completion................................................

77

Gambar 5.3 Gravel Pack Completion .......................................................

78

x

DAFTAR GRAFIK Halaman

Grafik 5.1 Opening Diameter vs Cum % Retained ...................................

xi

69

DAFTAR TABEL Halaman

Tabel 1.1 Tabel Hasil Pengamatan Percobaan I........................................

10

Tabel 2.1 Tabel Hasil Pengamatan Percobaan II ......................................

30

Tabel 4.1 Hasil Pengamatan IV ................................................................

52

Tabel 5.1 Hasil Pengamatan V ..................................................................

68

xii

PENDAHULUAN (INTRODUCTION)

A.

LATAR BELAKANG (STU DY CASE)

Praktikum Mekanika Reservoir (Analisa Inti Batuan) bertujuan untuk menentukan secara langsung informasi mengenai sifat – sifat fisik batuan yang ditembus pada target-target tertentu (kedalaman tertentu) yang diinginkan Informasi informasi yang didapat dalam hal ini meliputi informasi sifat – sifat fisik batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir seperti porositas, permeabilitas, saturasi, wettability, tekanan kapiler dan lain sebagainya. Studi Analisa Inti Batuan dalam pemboran explorasi merupakan acuan alam mengevaluasi kemungkinan tingkat keberhasilan suatu pemboran explorasi. Sedangkan dalam tahap Eksploitasi study Analisa Inti Batuan merupakan acuan dalam pelaksanakan well completion, well stimulation dan work over program. Dan merupakan informasi penting untuk pelaksanaan proyek-proyek secondary dan tertiary recovery. Disisi lain, data – data yang didapat dari informasi study Analisa Inti Batuan sangat berguna sebagai pembanding dan kalibrasi dari metode logging. Prosedur Analisa Inti Batuan ini pada dasarnya terdiri atas dua bagian yaitu analisa batuan rutin dan analisa bataun secara khusus. Analisa batuan rutin umumnya berkisar pada pengukuran sifat – sifat fisik seperti porositas , permeabilitas absolut dan saturasi fluida. Sedangkan analisa batuan khusus dapat dikelompokkan lagi menjadi dua tipe pengukuran, yaitu pengukuran pada kondisi statis dan pengukuran pada kondisi dinamis. Pengukuran pada kondisi statis meliputi pengukuran tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan kecepatan rambat suara, grain density, wettability, compresibilitas batuan, permeabilitas, porositas dan study petrografi. Sedangkan yang termasuk dalam pengukuran pada kondisi dinamis meliputi permebilitas relative,

thermal 1

recovery,

2

Residual saturasi, waterflood evaluasion, special liquid permeability (pengukuran permeabilitas terhadap cairan komplesi khusus seperti surfactant, polymer dan sebagainya). Guna lebih mendalami beberapa prinsip dasar dalam pengukuran sifat – sifat fisik batuan serta dengan mempertimbangkan keterbatasan sarana dan peralatan praktikum yang ada saat ini dilaboratorium teknik perminyakan UIR, maka dalam panduan praktikum ini akan diberikan beberapa modul analisa yang terdiri dari : 1. Pengukuran Porositas 2. Pengukuran Permeabilitas 3. Pengukuran Saturasi Fluida 4. Penentuan Kadar Larut Sampel Formasi Dalam Larutan Asam 5. Sieve Analisys

B.

TUJUAN PENULISAN (TH E PURPOSE REPORT)

Tujuan penulisan laporan ini adalah agar pembaca lebih mengerti dan memahami dengan jelas percobaan-percobaan yang dilakukan di Laboratorium dan informasi mengenai sifat-sifat fisik batuan yang ditembus pada target-target tertentu (kedalaman tertentu) dalam hal ini meliputi informasi sifat-sifat fisik batuan dan interaksinya dengan fluida reservoir. Dan dapat menerapkan khususnya di dalam dunia perminyakan. Karena dalam dunia perminyakan erat sekali hubungannya dengan ilmu Mekanika Reservoir.

C.

BATASAN MASALAH ( BOUNDARI E CASE)

Agar penulisan laporan ini terarah maka perlu adanya batasan masalah. Batasan masalahnya adalah hanya mengenai percobaan-percobaan Mekanika Reservoir yang telah dilakukan, seperti pengukuran porositas, pengukuran permeabilitas, pengukuran saturasi fluida, penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam, dan sieve analysis. Dalam penulisan Laporan ini, penulis hanya membahas tentang apa yang tertera pada beberapa modul analisa.

3

D.

SISTEMATIKA PENULISAN (REPORT STRUCTU RE)

PENDAHULUAN : Berisikan latar belakang, tujuan penulisan, batasan masalah dan sistematika penulisan. PERCOBAAN I

:

Berisikan tentang “Pengukuran Porositas” yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan bahan,

prosedur

percobaan

hasil

pengamatan,

perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas. PERCOBAAN II

:

Berisikan tentang “ Pengukuran Permeabilitas” yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan bahan,

prosedur

percobaan

hasil

pengamatan,

perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas. PERCOBAAN III :

Berisikan tentang “ Pengukuran saturasi Fluida” yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar, alat dan bahan,

prosedur

percobaan

hasil

pengamatan,

perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas. PERCOBAAN IV :

Berisikan tentang “ Penentuan Kadar Larut sampel Formasi Dalam Larutan Asam” yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan bahan, prosedur percobaan

hasil

pengamatan,

perhitungan,

pembahasan, kesimpulan dan tugas. PERCOBAAN V

: Berisikan tentang “Sieve analysis” yang meliputi tujuan percobaan, teori dasar , alat dan bahan, prosedur percobaan hasil pengamatan, perhitungan, pembahasan, kesimpulan dan tugas.

KESIMPULAN

: Berisikan tentang kesimpulan dan saran.

PERCOBAAN I PENGUKURAN POROSITAS (POROSI TY M EASUREM ENT)

1.1

TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan besarnya harga volume total batuan, volume pori-pori batuan dan porositas batuan reservoir. 1.2

TEORI DASAR

Porositas adalah suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan. Porositas batuan reservoir di pengaruhi oleh beberapa factor, antara lain susunan di mana butiran diendapkan atau tersusun, lingkungan pengendapan, ukuran dan bentuk partikel, variasi ukuran butiran, kompaksi serta jumlah clay dan material lain sebagai semen(sementasi). Menurut pembentuknya atau proses geologinya , porositas di bagi dua, yaitu: ■

Porositas primer Adalah porositas yang terjadi bersamaan dengan proses pengendapan batuan tersebut.

■

Porositas skunder Adalah porositas yang terjadi setelah proses pengendapan batuan seperti yang di sebabkan karena proses pelarutan atau endapan. Sedangkan di tinjau dari sudut teknik reservoir, porositas di bagi menjadi dua:

■

Porositas absolute

4

5

Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume seluruh pori dengan volume total batuan (bulk volume) atau di tulis:

  Φabs =  x 100% dan Φabs =    .................................... (2.1) Ket: Vb: volume total batuan Vp: volume pori batuan Vg: volume butiran

■

Porositas efektif Adalah perbandingan volume pori yang berhubungan dengan volume total batuan atau di tulis :

Φeff =

     

........................................................... (2.2)

Oleh karena minyak hanya dapat mengalir melalui pori yang saling berhubungan maka hal penting dalam industry perminyakan dan yang di ukur dalam percobaan ini adalah porositas efektif. Kegunaan dari pengukuran porositas dalam perminyakan terutama dalam eksplorasi adalah untuk menentukan cadangan atau IOIP (initial oil in place) sedangkan dalam eksploitasi di gunakan untuk komplesi sumur (well completion) dan secondary recovery. Biasanya besarnya porositas berkisar antara 5-30%. Porositas 5% biasanya di masukkan dalam porositas kecil. Secara teoritis besarnya porositas tidak lebih dari 47%. Di lapangan dapat kita dapatkan perkiraan secara visual, di mana penentuan ini bersifat semi kuantitatif dan di gunakan skala sebagai berikut:

■

0% - 5%

porositas sangat buruk dan dapat di abaikan

■

5% - 10%

porositas buruk (POOR)

■

10% - 15% porositas cukup (FAIR)

6

■

15% - 20% porositas baik (GOOD)

■

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

■

>25%

istimewa

Secara langsung, porositas dapat di ukur menggunakan berbagai metode. Pada umumnya metode pengukuran yang di gunakan merupakan metode pengukuran porositas efektif. Metode tersebut antara lain: 1. Metode grain volume 2. Metode Bulk volume determination 3. Metode Boyles low porosimeter 4. Metode Pore-gas injection 5. Metode Lost-of-weight 6. Metode Liquid saturation 7. Metode Porositas dari Large core samples Secara tidak langsung, porositas di hitung berdasarkan hasil pengukuran well-logging. Ada beberapa alat yang baik untuk menentukan porositas yaitu sonic log dan density log.

1.3

ALAT DAN BAHAN 1.3.1 Alat

Alat-alat yang di gunakan dalam percobaan ini adalah: 1. Timbangan digital 2. Vacum pump dengan vacuum desicator 3. Beker glass ceper 4. Gas porosimeter 5. Selembar kertas sebagai alas core 1.3.2 Bahan

Bahan-bahan yang di gunakan dalam percobaan ini adalah:

7

1. Kerosin dengan berat jenis 0,83 2. Sample core 1.4

GAMBAR ALAT

Tabung Gas Helium

Gas

Porosimeter

Gelas Kimia

Core

Picnometer

Timbangan Digital Gambar 1.1 Alat Percobaan I

8

1.5

PROSEDUR PERCOBAAN

Untuk menentukan besarnya porositas, maka yang perlu di tentukan adalah volume total batuan (Vb), volume pori (Vp), dan volume butiran (Vg). Adapun pengukurannya dengan dua cara, yaitu: 

Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang

Prosedur : a. Mengekstraksi core (inti batuan) selama 3 jam dengan soxlet dan mendiamkan selama 24 jam, kemudian mengeluarkannya dari tabung ekstraksi dan mendinginkannya beberapa menit, kemudian mengeringkan di dalam oven. b. Menimbang core kering dalam mangkuk, misalnya beratnya core kering =

 gr.

c. Masukkan core kering tersebut dalam vacuum desicator untuk di hampa udarakan kira-kira selama 1 jam dan di saturasikan dengan kerosin. d. Mengambil core yang telah di jenuhi kerosin, kemudian timbang dalam kerosin, missal beratnya =

 gr.

e. Mengambil core yang telah di jenuhi kerosi kemudian ditimbang di udara, missal beratnya = f.

 gr.

Perhitungan:

       Volume butiran (Vg) =      Volume pori (Vp) =                  Porositas efektif =   x 100% ……………………... (2.6)    Volume total batuan (Vb) =



Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Poroimeter

Prosedur kerja,

9

1. Salurkan gas helium sebesar 95 psi ke porosimeter 2.

Ukur diameter dan panjang core, kemudian cari volume core tersebut

3. Timbang core tersebut, catat hasilnya 4. Kemudian masukkan steel plug ke dalam tabung Porosimeter 5. Suplay gas ke tabung, maka akan di dapat dead volumenya 6. Masukkan core kedalam tabung 7. Suplay gas ke tabung maka di dapat Gauge Reading 8. Ulangi percobaan di atas dengan 3 buah core 1.6

HASIL PENGAMATAN 

Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang  Berat core kering (W1) = 97.01 gram 

Berat core yang dijenuhi kerosin dan ditimbang didalam kerosin (W2) = 106.16 gram



Berat core yang dijenuhi kerosin dan ditimbang diudara (W3) = 106.17 gram





Berat picnometer 50 ml = 15.67 gram



Berat picnometer + kerosin = 35.60 gram



Berat kerosin = 19.93 gram

Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Porosimeter. 1. Core I a. D core = 1 C b. L core = 3,63 cm c. Panjang = 4,55 cm d. Berat core = 111,57 gr e. Pclose = 90,93 psi f. Popen = 90,91 psi g. Steel out plug = 5,06 cm h. Pclose = 85,30 psi i. Popen = 85,24 psi

10

2. Core II a. D core = SY b. L core = 3,63 cm c. Panjang = 5,35 cm d. Berat core = 111,57 gr e. Pclose = 85,16 psi f. Popen = 85,13 psi g. Steel out plug = 5,645 cm h. Pclose = 85,30 psi i. Popen = 85,24 psi

Tabel 1.1 Hasil Pengamatan NO

Kode

D

T

Bulk Volum

Berat Core

P Close

P Open

Dead Volume

Core

cm

cm

  

(gr)

psi

psi

cm

1

1C

3,63 4,55

47,06

97,01

90,93

90,91

0,025

2

SY

3,63 5,35

57,20

97,01

85,16

85,13

0,0406

Kode

P Close

P Open

Core

(psi)

(psi)

1C

90,93

90,91

SY

85,16

85,13

Gauge



Grain Density

Grain Volume

Pori Volume





(%)



0,033

57,642

10,582

2,48

1,93

0,0402

64,320

7,12

12,44

1,47

Reading



11

1.7

HASIL PERHITUNGAN 

Pengukuran Porositas Dengan Menggunakan Helium Porosimeter. 1. Core I (1C) a. Volume bulk Dik

: Dcore = 3,63 cm

π = 3,14 L = 4,55 cm Dit Jawab

: Vb …?   : Vb =       =  = 47,06cm3

b. Volume Steel Plug Dik

: Dcore = 3,81 cm

π = 3,14 L = 10,12 cm Dit Jawab

: Vsp …?   : Vb =       =  = 115,3 cm 3

c. Volume Steel Out Plug Dik

: Dcore = 3,81 cm


: Vsop …?   : Vsop =      =   

12

= 57,65 cm 3 d. Dead Volume Dik

: Pclose = 90,93 psi Popen = 90,91 psi : Vsp = 115,3 cm 3

Dit Jawab

: DV …?  : DV = (   )   = (   )  = 0,025 m 3

e. Gauge Reading Dik

: Pclose = 85,30 psi Popen = 85,24 psi : Vcore = 47,06 cm 3

Dit

: GR …?

Jawab

: GR =

 (  ) 

(   )  

=

= 0,033 cm 3 f. Grain Volume Dik

: Vsop = 57,65 cm 3 : GR = 0,033 cm 3 DV = 0,025

Dit

: GV …?

Jawab

: GV = ( Vsop – GR ) + DV = ( 57,65 – 0,033 ) + 0,025 = 57,642 cm 3

g. Volume Pori Dik

: GV = 57,642 cm 3 Vb = 47,06 cm 3

13

Dit

: Vp …?

Jawab

: Vp = GV – Vb = 57,642 – 47,06 = 10,582

h. Porositas (ɸ) Dik

: Vp = 10,582 cm 3 : Vb = 47,06 cm 3

Dit

: ɸ …?

Jawab

: ɸ=

      =     = 22,48 %

i.

Grain Density Dik

: Berat core = 111,57 gr : GV = 57,642 cm 3

Dit Jawab

: GD …?   : GD =   =  = 1,93 gr/ml

2. Core II (SY) a. Volume bulk Dik

: Dcore = 3,63 cm


: Vb …?   : Vb =        =  = 57,20 cm 3

14

b. Volume Steel Plug Dik

: Dcore = 3,81 cm

π = 3,14 L = 10,12 cm Dit Jawab

: Vsp …?   : Vb =       =  = 115,3 cm 3

c. Volume Steel Out Plug Dik

: Dcore = 3,81 cm

π = 3,14 L = 5,645 cm Dit Jawab

: Vsop …?   : Vsop =        =  = 64,32 cm 3

d. Dead Volume Dik

: Pclose = 85,16 psi Popen = 85,13 psi : Vsp = 115,3 cm 3

Dit Jawab

: DV …?   : DV = (   )     = (   )  = 0,0406 m 3

e. Gauge Reading Dik

: Pclose = 85,30 psi Popen = 85,24 psi : Vcore = 57,20 cm 3

15

Dit

: GR …?

Jawab

: GR =

 (  )  

(    ) 

=

= 0,0402 cm 3 f. Grain Volume Dik

: Vsop = 64,32 cm 3 : GR = 0,0402 cm 3 DV = 0,0406

Dit

: GV …?

Jawab

: GV = ( Vsop – GR GR ) + DV = ( 64,32 – 0,0402) 0,0402) + 0,0406 = 64,320 cm 3

g. Volume Pori Dik

: GV = 64,320 cm 3 Vb = 57,20 cm 3

Dit

: Vp …?

Jawab

: Vp = GV – Vb Vb = 64,320 – 57,20 57,20 = 7,12

h. Porositas (ø) Dik

: Vp = 7,12 cm 3 : Vb = 57,20 cm 3

Dit Jawab

: ø …?  : ø =      =     = 12,44 %

i.

Grain Density Dik

: Berat core = 94,68 gr : GV = 64,320 cm 3

16

Dit Jawab

: GD …?   : GD =   =  = 1,47 gr/ml



Pengukuran Porositas Dengan Cara Menimbang 1. Volume Total Batuan Dik

: W3 = 106,17 gr W2 = 106,16 gr bj kerosin = 0,79 gr/ml

Dit Jawab

: Vb …?  : Vb =    =  = 0,012 ml

2. Volume butiran Dik


Dit Jawab

: Vg …?  : Vg =    =  = - 11,58 ml

3. Volume Pori Dik


Dit Jawab

: Vb …?  : Vb =  

17

=

 

= 0,012 ml 4. Porositas Efektif Dik

: W1 = 97,01 gr W2 = 106,16 gr W3 = 106,17 gr bj kerosin = 0,79 gr/ml

: ɸeff …?  : ɸeff =        =    

Dit Jawab

=

1.8

%

PEMBAHASAN (DI SCUSSI ON )

Porositas merupakan hal yang sangat penting untuk mengukur ruang kosong yang tersedia bagi tempat menyimpan fluida hidrokarbon. Porositas ( Φ ) adalah kemampuan suatu batuan untuk menyimpan fluida. Porositas adalah perbandingan ruang kosong /pori-pori dalam batuan dengan keseluruhan volume batuan dikali 100 (untuk menyatakan persen).

  Φ=    Dimana:

Vb = volume batuan total (bulk volume) Vs = Volume padatan batuan total (volume grain) Vp = Volume ruang pori-pori batuan

Porositas dibagi 2 berdasarkan asal usulnya : 1. Original (Primary) Porosity

18

Porositas yang terbentuk ketika proses pengendapan batuan (deposisi) tanpa ada faktor lain. Pada umumnya terjadi pada porositas antar butiran pada batupasir, antar Kristal pada batukapur, atau porositas oolitic pada batukapur. 2. Induced (Secondary) Porosity Porositas yang terbentuk setelah proses deposisi batuan karena beberapa proses geologi yang terjadi pada batuan tersebut, seperti proses intrusi, fault, retakan, dan sebagainya. Proses tersebut akan mengakibatkan lapisan yang sebelumnya non-porosity/permeabelitas menjadi lapisan berporositas. Contohnya retakan pada shale dan batukapur, dan vugs atau lubang-lubang akibat pelarutan pada batukapur. Batuan yang berporositas original lebih seragam dalam karakteristik batuannya daripada porositas induced. Porositas berdasarkan kualitas : 

Intergranuler : Pori-pori terdapat di antara butir.



Interkristalin : Pori-pori terdapat di antara kristal.



Celah dan rekah : Pori- pori terdapat di antara celah/rekahan.



Pin-point porosity : Pori-pori merupakan bintik-bintik terpisah-pisah, tanpa terlihat bersambungan.



Tight : Butir-butir berdekatan dan kompak sehingga pori-pori kecil sekali dan hampir tidak ada porositas.



Dense : Batuan sangat kecil sehingga hampir tidak ada porositas.



Vugular : Rongga-rongga besar yang berdiameter beberapa mili dan kelihatan sekali bentuk bentuknya tidak beraturan, sehingga porositas besar.



Cavernous : Rongga-rongga besar sekali yang merupakan gua-gua, sehingga porositasnya besar.

19

Porosity is very important to measure the space available for a place to store the hydrocarbon fluid. Porosity (Φ) is the ability of a rock to keep the fluid. Porosity is the ratio of space / pores in the rock with the whole rock volume multiplied by 100 (to declare percent). Φ=

    

Where :

Vb = total rock volume (bulk volume) Vs = Volume of rock total solids (grain volume) Vp = volume of pore space rock

Porosity divided 2 by their origins: 1. Original (Primary) porosity Porosity is formed when the rock deposition without any other factors. In general, inter-granular porosity occurs in the sandstone, inter-crystal on limestone, or the Oolitic limestone porosity. 2. Induced (Secondary) porosity Porosity rocks formed after the deposition process due to some geological processes that occur in these rocks, such as the intrusion, fault, cracks, and so on. This process will result in the previous layer to layer non-porosity/permeabelitas. For example, cracks in the shale and limestone, and vugs or holes caused by dissolving the limestone. The rock original porosity more uniform porosity characteristics of the rock rather than induced. Porosity based on quality:

20



Intergranuler: Pores occur between grains.



Interkristalin: The pores present in the crystal.





Gaps and fracturing: Pores are among cracks / fractures. Pin-point porosity: pores are spots in isolation, without being seen continuous.







Tight: items contiguous and compact so tiny pores and almost no porosity. Dense: The rock is so small that almost no porosity. Vugular: Cavity-large cavity with a diameter of a few milli and look at all forms of irregular shape, so the large porosity.



1. 9

Cavernous: The cavity is immense caves, so large porosity.

KESIMPULAN (CONCLUSION )

Porositas merupakan salah satu faktor penting dalam reservoir, karena jumlah cadangan hidrokarbon yang terakumulasi tergantung dari besarnya dan kecilnya. Harga porositas menurut teoritis besarnya tidak lebih 47% porositas yang baik jika bernilai 20% -

25% dan yang istimewa ≥ 25% jika ≤ itu maka porositas

itu tidak bagus. Porosity is one of the important factors in the reservoir, due to the amount of hydrocarbon reserves accumulated depending on the size and detail. Price porosity according to the theoretical size of not more 47% porosity good if worth 20% - 25% and ≥ 25% special if ≤ is the porosity was not good.

21

1.10

TUGAS

1. Apa yang dimagsud dengan batuan reservoir ? serta contoh batuannya. Jawab : a. Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadangkadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1

Gambar 1.2

22

b. Contoh Batuan Reservoir. Hampir sebagian besar reservoir minyak dan gas bumi terdapat pada batuan sediment yaitu pada batupasir (sandstone) dan karbonat limestone a) Reservoir batupasir (sandstone reservoir) sebagian besar (80%) reservoir yang ditemukan berada pada

reservoir

batupasir

dan

hampir

60%

-nya

mengandung minyak bumi. Struktur reservoir ini berlapis - lapis, hal ini sebagai akibat proses pengendapan batupasir seperti pada daerah pantai, dan delta b) Reservoir Karbonat (carbonate reservoir) batuan karbonat terbentuk karena: -

Detritial

-

constructed, seperti terumbu karang

-

chemical, terbentuk oleh pengendapan bicarbonate dan berasal dari marine muds

Jenis batu pasir dan limestone

Gambar 1.3

23

2. Jelaskan

definisi

porositas

dan

pembagiannya

menurut

pembentukann/proses geologi dan berdasarkan fungsinya. Jawab : Porositas adalah ukuran pori-pori batuan. Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara pori batuan dengan volume total batuan. Porositas digolongkan menjadi dua yaitu: 1. Original atau primer 2. Induced atau sekunder

a. Porositas original atau primer 

Pori-pori terbentuk pada saat pengendapan materialmaterial pembentuk batuan.



Porositas

primer

ditandai

oleh

susunan

butir

yang

intergranular pada sandstones dan intercrystalline dan oolitic pada limestones

Gambar 1.4

24

b. Porositas induced atau sekunder 

Terbentuk oleh proses geologi yang terjadi setelah pengendapan.



Porositas sekunder ditandai oleh adanya rekahan seperti dijumpai pada shales dan limestones, dan vug seperti dijumpai pada limestones.

Gambar 1.5 3. Jelaskan 5 sifat fisik batuan yang anda ketahui. Sifat fisik batuan : -

Bobot isi

-

Berat jenis

-

Porositas

-

Absorpsi

-

Void ratio

PERCOBAAN II PENGUKURAN PERMEABILITAS (PERMEABI LI TY M EASUREMENT )

2.1

TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan besarnya permeabilitas absolute dengan menggunakan Gas Permeameter dan Liquid Permeameter. 2.2

TEORI DASAR

Definisi Permeabilitas adalah kemammpuan batuan reservoir untuk dapat meloloskan fluida reservoir melalui pori batuan yang saling berhubungan tanpa merusak prtikel pembentuk batuan tersebut. Jadi permeabilitas merupakan tingkat kemudahan mengalirnya fluida melalui pori-pori batuan, pada umumnya hasil analisa sampel core yang di peroleh dari reservoir memberikan harga permeabilitas yang berbeda, hal ini menunjukkan sifat ketidak seragaman dari batuan reservoir tersebut. Karena

Kenry

Darcy

di

anggap

sebagai

pelopor

penyelidikan

permeabilitas maka untuk satuan permeabilitas adalah darcy. Definisi API untuk 1 darcy adalah suatu medium berpori yang punya kelulusan (permeabilitas) sebesar 1 darcy. Jika cairan berfasa tunggal dengan kekentalan cp mengalir dengan kecepatan 1 cm/sec melalui penampang seluas 1

 pada gradient hidrolik I atm (76 mmHg) per cm dan jika cairan tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut. Secara matematis dapat di definisak sebagai berikut: K =

                        

25

26

Dimana : K = Permeabilitas, Darcy Q = Laju alir, cc/sec µ = Viscositas, cp A = Luas penampang,



L = Panjang, cm P = Beda tekanan, atm Di dalam batuan reservoir fluida yang mengalir biasanya lebih dari satu macam sehingga permeabilitas dapat di bagi menjadi : 1. Pemeabilitas absolute Adalah harga permeabilitas suatu batuan apabila fluida yang mengalir melalui pori-pori batuan hanya terdiri dari satu fasa. Misalnya yang mengalir gas saja, minyak saja atau air saja. 2. Permeabilitas efektif Adalah permeabilitas bila fluida yang mengalir lebih dari satu macam fluida (missal minyak, gas dan air). 3. Permeabilitas relative Adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolute.

Pengukuran permeabilitas batuan dapat di lakukan dengan beberapa cara, yaitu: a. Analisa core (laboratorium test) b. Analisa log c. Pengujian sumur

27

Di laboratorium, analisa core untuk menentukan permeabilitas suatu contoh batuan di lakukan dengan menggunakan gas nitrogen karena gas tidak bersifat membasahi permukaan batuan dan mempunyai aliran yang seragam melewati semua pori. 2.3

ALAT DAN BAHAN 2.3.1. Alat Peralatan percobaan dengan liquid permeameter:

1. Core holder untuk liquid permeameter 2. Thermometer R, fill conection 3. Cut off valve 4. Special lid and over flow tube 5. Burette 6. Discharge fiil valve assemble 7. Gas inlet 8. Pencatat waktu 9. Gas pressure line dan pressure regulator Peralatan percobaan dengan menggunakan gas permeameter:

1. Core holder dan thermometer 2. Triple range flowmeter dengan selector valve 3. Selectore valve 4. Pressure gauge 5. Gas inlet 6. Gas outlet 2.3.2. Bahan

1. Core 2. Air 3. Gas nitrogen

28

2.4

GAMBAR ALAT

gas nitrogen

gas parmeameter

Kompresor

core Gambar 2.1 Alat Percobaan II

29

2.5

PROSEDUR PERCOBAAN GAS PERMEAMETER

1. Pastikan tidak ada penghalang di dalam coreholder atau endsteams. Tempatkan jari anda ke coreholder untuk memastikan sel bebas dari sisa-sisa atau kelebihan butiran dari sampel sebelumnya. 2. Pastikan fitting tubing yang nyaman dan bebas kebocoran 3. Ketika loading inti gembur, di anjurkan untuk menempatkan layar 200mesh di potong berbentuk disk di atas dan bawah sampel untuk mencegah migrasi pasir dari pemegang inti ke meter mengalir. Menyiapkan sampel core

Core sampel harus bersih dan kering untuk hasil terbaik. Core sampel biasanya di bersihkan dengan pelarut dan di keringkan dalam oven sebelum pengukuran permeabilitas gas. Minyak biasanya di angkat dengan toluene panas atau xilena dan garam. Sampel biasanya dikeringkan dalam oven konveksi mekanik pada suhu dari 240 derajat Fahrenheit selama paling sedikit 12 jam atau dalam oven vakum di 180 derajat Fahrenheit selama minimal 4 jam. Core sampel harus silinder. Contoh core plug harus tegak lurus berukura +/- 0,005 inch untuk hasil terbaik. MENGUKUR PERMEABILITAS STANDAR GAS

1.

Set semua panel keposisi bypass

2.

Ukur core (panjang, tinggi, dan luasnya).

3.

Masukan Core ke dalam system coretest system.

4.

Set tekanan dari compressor dan gas nitrogen.

5.

Catat tekanan, dan laju alirnya.

6.

Hitung permeabilitas dengan menggunakan rumus darcy.

30

2.6

HASIL PENGAMATAN

Tabel 2.1 Hasil Pengamatan Kode

D



Core

(cm)

(cm)

1

3F

3,605

5,24

2.7

HASIL PERHITUNGAN

No



  79,72

Q

Δp

µ

K

(cc/dtk)

(atm)

(Cp)

(Darcy)

0.39

0,05

0,018

0,0092 (10%)

Core 3F 1. Hihg Flow = 128

cc/menit = … cc/dtk  1   menit/ detik  60 

= 128 cc/menit  = 2,13 cc/dtk 2. Low Flow = 104,9

cc/menit = … cc/dtk  1   menit/ detik  60 

= 104,9 cc/menit  = 1,74 cc/dtk 3. High Dp

= 9,15 psi = … atm

 1   atm/psi 14 , 7  

= 9,15 psi  = 0,62 atm 4. Low Dp

= 08,5 psi = … atm

 1   atm/psi  14,7 

= 08,5 psi  = 0,57 atm

5. Menghitung Luas Area Tabung ( A ) Dik

: Dcore = 3,605, r = ½D = 1,8025 cm

π

= 3.14 Cp

31

t

= 5,24 cm

Dit

: A…?

Jawab

: A = 2πr (r+t) = 2. 3,14. 1,8025 (1,8025+5,24) = 11,3197+6,3225 cm 2 = 17,6422 cm 2

6. Menghitung Q Dik

: HFlow = 2,13 cc/dtk LFlow = 1,74 cc/dtk

Dit

: Q …….?

Jawab

: Q = HFlow – LFlow = 2,13 – 1,74 = 0,39 cc/dtk

7.

Menghitung Δp Dik

: Phigh = 0,62 atm Plow = 0,57 atm

Dit

: Δp …?

Jawab

: Δp = Phigh - Plow = 0,62 – 0,75 = 0,05 atm

8. Menghitung Permeabilitas ( K ) Dik

: Q = 0,39 cc/dtk µ = 0,018 Cp L = 5,24 cm A = 79,72 cm 2

Δp = 0,05 atm Dit Jawab

: K …?  :K=        =     

32

=

 

= 0,0092 darcy = 10 %

2.8

PEMBAHASAN (DISCUSSION )

Dari hasil data – data dan cara kerja dapat disimpulkan bahwa pengukuran permeabilitas dengan gas parameter

hasil dapat dikoreksi karena

hasil yang didapat merupakan permeabilitas yang jauh lebih tinggi dibandingkan dengan zat cair.

Secara umum permeabilitas dapat dibagi atas 3 bagian : 1. Permebilitas absolute 2. Permeabilitas efektif 3. Permeabilitas relative

Pembagian ketiga permeabilitas tersebut didasarkan banyak fasa fluida yang mengalir didalam batuan dan tingkat kejenuhan. Untuk permeabilitas absolute hanya mengalirkan satu fasa, sedangkan permeabilitas efektif lebih dari satu, dan relatif merupakan perbandingan permeabilitas efektif dan absolute. Pada suatu formasi sering ditemui adanya besaran permeabilitas arah vertikal dan horizontal. Bila permeabilitas arah horizontal sama dengan vertikal maka dikatakan isotropik sedangkan apabila berbeda maka disebut disebut anisotropic. Pengukuran permeabilitas dengan menggunakan gas nitrogen harus memperhitungkan adanya gas slipage yaitu suatu fenomena yang terjadi jika gas melewati pipa kapiler dengan ukuran diameter mendekati rata – rata gas mengalir bebas merupakan fungsi dari ukuran molekul dan kinetik gas. Fenomena ini disebut dengan klinkenberg efect. Akibat dari fenomena ini adalah pengukuran permeabilitas menggunakan gas karena memberikan hasil yang berbeda setiap kali tekanan pengukuran berubah. Oleh karena itu, perlu adanya faktor klinkenberg

33

untuk mengoreksi hasil pengukuran, sehinggah akan memberikan nilai permeabilitas yang sama jika pengukuran menggunakan menggunakan fluida cair.

From the results of the data and how to work it can be concluded that the gas permeability measurement parameters can be corrected because the results obtained are much higher permeability than the liquid. In general, the permeability can be divided into 3 parts: 1. Absolute permeability 2. Effective permeability 3. Relative permeability The third division is based a lot permeability phase fluid flow in rocks and saturation levels. For absolute permeability drain only one phase, while the effective permeability of more than one, and a comparison of the relative effective permeability and absolute. In the presence of massive formations common vertical and horizontal permeability. When the horizontal permeability equal to the vertical direction it is said isotropic if different while it is called anisotropic. Permeability measurements using nitrogen gas to take into account the existence of gas slipage is a phenomenon that occurs when gas passes through a capillary tube with a diameter close to average - the average free-flowing gas is a function of molecular size and kinetic kineti c gas. This phenomenon is called klinkenberg efect. As a result of this phenomenon is the use of gas permeability measurements because it gives different results each time measuring pressure changes. Therefore, the need for klinkenberg factor to correct measurement results, will give the same permeability value if measurements using liquid fluid.

34

2.9


Permebilitas merupakan kemampuan batuan untuk melewatkan atau meloloskan fluida didalam media berpori. Didalam batuan terdapat berbagai jenis fluida, sehingga permeabilitas untuk masing – masing masing jenis fluida akan berbeda. Untuk pengukuran / mengukur permeabilitas dengan gas parameter harus dilakukan dengan koresi likekebrang supaya hasil yang didapat lebih ekivalen. Permebilitas rock is the ability to pass or pass fluids in i n porous media. In the rocks there are different types of fluid, fl uid, so that the permeability for of each type of fluid will be different. For the measurement / measure the gas permeability parameters have to do with koresi likekebrang that the results obtained over an equivalent. 2.10

TUGAS

1. Jelaskan definisi permeabilitas permeabil itas dan hubungannya terhadap hukum Darcy. Jawab : a. Definisi Adalah ukuran kemampuan batuan reservoir (media berpori) untuk mengalirkan/melalukan fluida. b. Hukum Darcy Persamaan darcy mendeskripsi aliran fluida melalui media berpori :

           P2 q

P1

A

L

Gambar 2.2

35

Dimana : k

: permeabilitas, md

A

: penampang aliran, ft2

∆P

: perbedaan tekanan hulu – hilir, psig atau psia psia

µ

: viskositas fluida, cp

L

: panjang media berpori, ft 0,001127 adalah faktor konversi

satuan Hkm Kontinuitas Aliran q  V x A

V

: kecepatan

A

: Area

2. Jelaskan pengaruh ukuran butir dan sortasi/pilihan terhadap permeabilitas. Jawab : -

Butir-butir kasar dengan sortasi amat sangat bagus (extremely good) mempunyai harga K terbesar /tertinggi.

-

Sementara butir-butir sangat halus dengan sortasi jelek (poor) mempunyai harga K rendah.

3. Jelaskan pengaruh jenis-jenis batuan terhadap harga permeabilitas. Jawab : a. Batupasir (SS); Sistem porinya merupakan tipikal intergranular mempunyai K = 10 – 1000 1000 md.

b. Karbonat (LS, Gp, Dolomit) Sistem porinya merupakan individual atau gabungan dari tipikal pori antar matriks, porositas sekunder, atau rekahan-rekahan alami. Harga K bisa > 1000 md.

PERCOBAAN III PENGUKURAN SATURASI FLUIDA (MEASUREMENT OF FL UI D SATURATI ON) 3.1

TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan besarnya harga saturasi fluida di dalam batuan reservoir sehingga dapat memperkirakan besarnya cadangan minyak, mengetahui batas antara air-minyak dan mengetahui ketinggian air dan minyak.

3.2

TEORI DASAR

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume fluida tertentu (air, minyak, dan gas) terhadap jumlah volume pori-pori. Ruang pori-pori batuan reservoir mengandung fluida yanng biasanya terdiri dari air, minyak, dan gas. Untuk mengetahui jumlah masinng-masing fluida, maka perlu diketahui saturasi masing-masing fluida jumlah volume pori. Umumnya pada formasi zona minyak, kandungan air dalam formasi tersebut dinamakan interstitial water atau connate water yang didefinisikan sebagai air yang tertinggal di dalam formasi pada saat reservoir terbentuk. Dalam satu batuan reservoir, biasanya akan terdapat 3 jenis saturasi yang dalam persamaan dirumuskan :

1.

Saturasi Air

Didefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi air terhadap volume pori batuan total.



        .................................................................. (3.1)

36

37

2.

Saturasi Minyak

Didefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh minyak terhadap volume pori total.

 3.

     . ............................................................ (3.2)   

Saturasi Gas

Didefinisikan sebagai : Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas terhadap volume pori total.



     ............................................................ (3.3)   

Apabila dalam suatu pori berisi minyak, air, dan gas, maka berlaku hubungan: dimana ; Sw + So + Sg = 1 ....................................................................... (3.4)

Apabila upaya pencapaian kesetimbangan hidrostatik dalam proses migrasi memungkinkan kondisi kejenuhan gas maka gas akan keluar dari minyak dan akan menempati pula bagian ruangan pori-pori batuan reservoir tersebut sebagai saturasi gas. Dengan demikian, maka di dalam ruangan batuan reservoir akan terdapat dua atau tiga macam fluida sekaligus. Karena pengaruh proses geologis, kapilaritas, sifat batuan reservoir, dan sifat fluida reservoir, akan mengakibatkan sejumlah fluida yang tidak dapat dikeluarkan dari dalam reservoir. Volume fluida tersebut dinyatakan dalam saturasi yaitu : Swi

= Irreducible Water Saturation, besarnya berkisar 15 % - 30 %

Sor

= Residual Oil Saturation, besarnya berkisar 10 % - 20 %

Swirr sering juga disebut Swc = Connate Water Saturation Pada umumnya, hampir semua reservoir minyak memiliki air yang terakumulasi di sekitar daerah akumulasi minyak dan air tersebut sebagai air bebas (free water), sedangkan air yang terakumulasi di bawah minyak disebut air alas (bottom water). Telah diketahui bahwa massa jenis minyak lebih ringan daripada massa jenis air sehingga minyak cenderung ke atas, sedangkan air cenderung ke bawah.

38

Disamping itu, terdapat juga lapisan air pada dinding pori batuan yang disebut dengan wetting water, sedangkan lapisan minyak yang melekat pada dinding pori batuan disebut wetting oil. Pada suatu reservoi, gas alam akan selalu berada bersama-sama dengan minyak yang terproduksikan dari suatu reservoir. Energi yang dihasilkan oleh gas di bawah tekanan merupakan suatu energi yang sangat berharga untuk mendorong dari dalam reservoir menuju permukaan. Saturasi fluida dalam suatu reservoir akan bervariasi dari suatu tempat ke tempat

yang lain. Saturasi air akan cenderung lebih tinggi pada batuan yang

kurang berporous (porositas rendah). Harga saturasi pada lapangan minyak yang berproduksi biasanya akan berkisar antara 0,1-0,5 dengan adanya perbedaan densitas air, minyak, dan gas maka pada dasar reservoir akan cenderung mempunyai saturasi air lebih tinggi dibandingkan dengan struktur reservoir pada bagian atas, dan sebaliknya pada reservoir bagian atas saturasi gas akan lebih tinggi. Saturasi fluida akan bervariasi terhadap kumulatif produksi minyak. Jika minyak diproduksi, maka posisi minyak dalam reservoir akan tergantikan oleh air ataupun gas, sehingga pada formasi akan selalu terjadi perubahan satur asi minyak. Dari korelasi yang dibuat oleh Ben A. Emdhal, formasi dengan permeabilitas rendah dan saturasi air corenya adalah dianggap produktif. Untuk formasi dengan permeabilitas lebih besar, batas tertinggi dari saturasi air adalah sedikit lebih kurang dari 50 %. Karena itu, hasil penyelidikan nilai saturasi dari sampel core, maka akan didapatkan bahwa formasi akan produktif apabila saturasi air dipermukaan pada sampel core adalah kurang dari 50%. Dalam pengukuran saturasi fluida di laboratorium dapat ditentukan dengan beberapa metode, yaitu : a) Metode Penjenuhan (Rethort Summation Methode) b) Distilasi Vacum (Vaccum Distilation Methode) c) Metode Dean and Stark Adapun manfaat dapat diketahuinya nilai masing-masing fluida adalah sebagai berikut:

39

1. Dapat memperkirakan besarnya cadangan minyak 2. Dapat mengetahui batas antara air dan minyak 3. Dapat mengetahui ketinggian antara air dan minyak

3.3 ALAT DAN BAHAN

3.3.1

Alat-alat yang digunakan adalah : 1. Solvent ekstraktor termasuk condensor (pendingin) water up pemanas listrik 2. Timbangan analisis dengan batu timbangan 3. Gelas ukur 4. Exicator 5. Oven

3.3.2

Bahan-bahan yang digunakan adalah : 1. Sampel core 2. Air 3. Kerosin 4. Toluena

40

3.4

GAMBAR ALAT

Gelas Ukur

Picnometer

Gelas Beaker

Labu Destilat

Timbangan Analitik

Pemanas Listrik (Heater Electric) Gambar 3.1 Alat Percobaan III

Destilator

41

3.5

PROSEDUR PERCOBAAN

1.

Mengambil

fresh core atau yang telah dijenuhi dengan air dan

minyak. 2.

Menimbang core tersebut, misalnya beratnya a gram.

3.

Memasukkan core tersebut kedalam labu Dean and Stark yang telah diisi dengan toluena. Kemudian kita lengkapi dengan water trap dan reflux condensor.

4.

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

5.

Mendinginkannya dan membaca volume air yang tertampung dalam water trap, misalnya trap = b cc = b gram.

6.

Mengeringkan sampel dalam oven selama 15 menit, kemudian mendinginkannya dalam exicator. Lalu menimbang core kering tersebut, misalnya = c gram.

7.

Maka kita dapat menghitung berat minyak dengan persamaan berikut: a – (b + c) gram = d gram

8.

Volume minyak dihitung denga persamaan:

.................................... (3.5)

9.

Saturasi minyak dan saturasi air :

............................................ (3.6)

42

3.6

HASIL PENGAMATAN 

Massa core yang dijenuhi kerosin

(a) = 105.58 gr



Water Trap

(b) = 2,43 gr



Massa core

(c) = 100,78 gr



Volume total = Vo + Vw = 3 ml + 2,43 ml = 5,43 ml



Berat jenis minyak

= 0,79 gr/cc



Volume Fluida

= 4,8 gr



Berat Minyak

= 2,37 gr



Volume Air

= 2,43 gr



Volume Minyak

= 3 cc



Saturasi Oil

= 0,55



Saturasi Water

= 0,45



Saturasi Total

=1

3.7


Volume fluida = 105,58 gr – 100,78 gr = 4,8 gr



Menghitung berat minyak Berat minyak = a – ( b + c ) = 105.58 gr – ( 2,43 gr + 100,78 gr ) = 105.58 gr – 103,21 gr = 2,37 gr



Volume air

= Vf – 2,37 gr = 4,8 gr – 2,37 gr = 2,43 gr x 1 gr/ml = 2,43 ml

43



Volume minyak

= =

      

= 3 cc 

Saturasi minyak dan Saturasi air So

=

 

=

 

Sw

= 0.55

3.8

=

 

=

 

= 0.45

St

= So + Sw

= 0,55 + 0,45 =1

PEMBAHASAN (DI SCUSSI ON )

Saturasi adalah perbandingan volume fluida yang dapat menjenuhi ruangan pori – pori didalam suatu batuan reservoir terhadap volume total pori batuan tersebut. Sebagaimana diketahui bahwa fluida yang mengisi batuan reservoir tidak selalu terdiri dari suatu jenis fluida namun bisa terdiri beberapa jenis fluida misalnya air, minyak, dan gas bergabung bersama menepati ruang pori

– pori batuan tersebut. Secara matematik saturasi dari berbagai fluida yang mengisi pori – pori batuan terdiri dari beberapa jenis : 1. Saturasi Air Didefinisikan sebagai Perbandingan antara volume pori yang terisi air terhadap volume pori batuan total.

44

2.

Saturasi Minyak Didefinisikan sebagai Perbandingan volume pori yang terisi oleh minyak terhadap volume pori total.

3.

Saturasi Gas Didefinisikan sebagai Perbandingan antara volume pori yang terisi oleh gas terhadap volume pori total.

Apabila dalam suatu pori berisi minyak, air, dan gas, maka berlaku hubungan dimana : Sw + So + Sg = 1

Pengukuran saturasi sampel core dengan metoda destilasi disebut juga dengan metode ekstrasi dengan suatu solvent, dimana fluida didalam sampel core diuapkan oleh solvent dan kemudian diinginkan dan mengendap dalam suatu tabung condesor sehingga dapat dibaca volume air yang ekstrak. Fungsi core dalam menentukan saturasi fluida. Core sebagai hasil dari oil based muds sangat cocok untuk digunakan sebagai standar perhitungan saturasi air sedangkan core hasil dari water based muds dapat digunakan untuk menghitung original oil-gas contact, original oil-water contact, dan jumlah pasir yang terbawa saat produksi. Perubahan saturasi saat pengangkatan core dapat kita jadikan sebagai alat untuk menghitung water oil contact. Alasannya adalah saturasi minyak akan menurun secara konstan pada regional minyak namun pada regional air saturasi minyak adalah konstan. Fungsi lain dari menentukan saturasi fluida pada sample core adalah untuk mendapatkan hubungan antara metoda langsung dan tidak langsung dalam menentukan sifat fisik core di resevoir

45

Saturation is the ratio of the volume of fluid that can pore space within a reservoir rock pores to the total pore volume of rock. As we know that the fluid that fills the reservoir rock is not always made up of a type of fluid but may comprise several types of fluids such as water, oil, and gas combined with keeping the pore space the rock pores. Mathematically saturation of the various fluid that fills the pres, pore rock consists of several types: 4. Water saturation Defined as the ratio between the water-filled pore volume to the total pore volume of rock.

2. Oil saturation Defined as the ratio pore volume occupied by oil on the total pore volume.

3. Gas saturation Defined as the ratio between the pore volume occupied by gas to the total pore volume.

If in a pore filled with oil, water and gas, then apply a relationship where: So + Sw + Sg = 1

Measurement of saturation of core samples by distillation method is also called the method of extraction with a solvent, wherein the fluid in the core sample and the solvent is evaporated by then desirable and settle in a tube so it can be read condesor volume of water extracts.

46

Core functions in determining fluid saturation. Core as a result of oilbased muds are very suitable for use as a standard calculation of water saturation while the core results of water-based muds can be used to calculate the original oil-gas contact, original oil-water contact, and the amount of sand carried by the current production. Upon appointment core saturation changes we can make as a tool to calculate the oil water contact. The reason is that the oil saturation will decrease constantly in the oil region, but the regional water oil saturation is constant. Another function of determining fluid saturation in the core sample is to get the relationship between direct and indirect methods in determining the physical properties of cores in reservoir

3.9


Saturasi adalah perbandingan antara volume pori pori batuan yang terisi fluida formasi terhadap total volume pori – pori batuan. Dimana saturasi itu sendiri terbagi atas : 

Saturasi air



Saturasi gas



Saturasi minyak

Didalam produksi, apa bila saturasinya tinggi maka produksi akan tinggi pula, begitu sebaliknya. Saturation is the ratio between the volume of pores filled rock formation fluid to the total volume of pores rock. Where saturation itself is divided into:

47



Water Saturation



Gas Saturation



Oil Saturation

In the production, what if a high saturated then the production will be high as well, and vice versa. 3.10

TUGAS

1. Jelaskan definisi dari Saturasi. Jawab : Saturasi 

Fraksi dari suatu fluida (minyak, air atau gas) di dalam media berpori.



Ada dua metode untuk menentukan saturasi awal fluida di dalam batuan reservoir. -

Metode langsung adalah dengan mengukur saturasi dari sampel core yang diambil dari formasi (laboratorium).

-

Metode tidak langsung menentukan saturasi dengan mengukur sifat-sifat batuan yang berkaitan dengan saturasi (logging).

2. Apa yang dimagsud dengan Swi, Swirr dan Sor. Jawab : Swi

= Irreducible Water Saturation, besarnya bekisar 15%-30%

Sor

= Residual Oil Saturation, besarnya bekisar 10%-20%

Swirr sering juga disebut Swc = Connate Water Saturation.

PERCOBAAN IV PENGUKURAN KADAR LARUT SAMPEL FORMASI DALAM LARUTAN ASAM (DETERM I NATI ON OF SOLUBI LI TY FORMATI ON SAM PLE I N ACI D SOLUTI ON) 4.1

TUJUAN PERCOBAAN 

Menentukan daya larut asam terhadap sampel batuan dengan menggunakan metode gravimetric, sehingga dapat diperoleh informasi atau data penting sebelum melakukan stimulasi.

4.2



Menentukan % barat dari material yang larut dalam HCl 15%



Penentuan % solubility.

TEORI DASAR

Salah satu cara stimulasi yang digunakan adalah pengasaman, dengan menginjeksikan dalam reservoir untuk mendapatkan harga permeabilitas dan porositas yang lebih besar atau lebih komersial disuatu lapangan minyak. Asam yang digunakan adalah asam chlorida 15% yang bereaksi dengan batun karbonat sesuai dengan persamaan: CaCO3 + 2H2O

CaCl2 + H2O + CO2

Sebelum dilakukan stimulasi dengan pengasaman, harus dilakukan dengan tepat data-data laboratorium yang diperoleh dari sampel formasi, fluida reservoir dan fluida stimulasi, sehingga informasi yang diperoleh dari laboratorium tersebut dapat digunakan untuk merencanakan operasi stimulasi dengan tepat. Sehingga pada gilirannya dapat diperoleh penambahan produktifitas formasi yang diharapkan. Salah satu informasi yang diperlukan adalah daya larut asam terhadap sample batuan (acid solubility). Metode ini menggunakan teknik gravimetri untuk menentukan reaktivitas formasi dengan asam.

48

49

Metode pengasaman (acidizing ) dapat dibedakan menjadi tiga macam, yaitu: 1. Matrix acidizing 2. Fracturing acidizing 3. Acidizing wash Hydraulic Fracturing adalah sebuah metoda memecahkan celah yang terbuka disekitar zona produktif. Fluida fracturing ini dilakukan dengan memasukkan gel kedalam formasi dengan tekanan yang cukup tinggi untuk memecah formasi. Acidization atau pengasaman adalah cara stimulasi yang digunakan untuk reservoir yang terdiri atas batu gamping atau dolomit atau batuan reservoir yang terlarut

dalam

asam.

Acidization

ini

dilakukan

dengan

memsukan

asam/memompakan asam kedalam sumur agar melarutkan batu gamping untuk memperbesar permeabilitas. Pada umumnya hanya batuan karbonat yang dapat dipengaruhi oleh perlakuan asam, meskipun demikian sebagian pasir mempunyai kandungan karbonat yang cukup. Beberapa additive biasanya digunakan dalam pengasaman. Hal ini berguna untuk mencegah korosi pada casing dan tubing. Selain menambah produktifitas, pekerjaan stimulasi juga diperlukan untuk mengatasi kerusakan formasi. Kerusakan formasi yang disebabkan oleh masuknya fluida atau solid asing pada bagian terbuka, yang terbatas dengan lubang sumur yang akan menyebabkan menurunnya harga permeabilitas.

4.3

ALAT DAN BAHAN

4.3.1 Alat-alat yang dipergunakan pada percobaan ini adalah : 1. Mortar dan Pestle 2. Timbangan 3. Corong dan pinset 4. Kertas saring 5. Erlenmeyer 6. Mangkuk kosong 4.3.2 Bahan yang digunakan pada percobaan ini adalah:

50

4.4

1. Aquadest

4. Core (Carbonat)

2. HCl 15%

5. Filtrat

3. Core karbonat

6. Residu

GAMBAR ALAT

Gelas Beaker

Erlemneyer

Pemanas Listrik

Mortal dan Pestle

Kertas Saring

Gelas Ukur

Timbangan Analitis Gambar 4.1 Alat Percobaan IV

51

4.5

PROSEDUR PERCOBAAN

1. Menghancurkan sampel kering pada mortar hingga dapat lolos pada ASTM 100 mesh. 2. Mengambil sampel yang telah dihancurkan 20 gram dan dimasukkan pada Erlenmeyer 500 ml, kemudian dimasukkan 150 ml HCl 15% dan digoyangkan sehingga CO 2 terbebaskan semua. 3. Setelah reaksi selesai tuangkan sampel residu plus larutan dalam Erlenmeyer pada kertas saring. Bilas sisa-sisa sampel dengan aquades sedemikian rupa hingga air filtrat setelah ditetesi larutan methyl orange tidak nampak reaksi asam (sampai warna kemerah-merahan). 4. Mengeringkan residu dalam oven kira-kira selama ½ jam dengan suhu 105°C (220°F), kemudian dinginkan dan akhirnya ditimbang. 5. Menghitung kelarutan sebagai % berat dari material yang larut dalam HCl 15%. Solubility, % Berat 

W  w W

Dimana : W = berat sampel, gram w = berat residu, gram

x100%

52

4.6

HASIL PENGAMATAN

Tabel 4.1 Hasil pengamatan Berat Mangkuk

No

Kosong

Berat Sample

Volume Filtrat

% Solubility

1

Sample 1 = 101,01 gr

Sample 1 = 20 gr

Sample 1 = 375 gr

Sample 1 = 20,05 %

2

Sample 2 = 98,67 gr

Sample 2 = 20 gr

Sample 2 = 250 gr

Sample 2 = 75.5 %

4.7


Sample I Dik

: W = 20 gr w = 15,99 gr

Dit Jawab

: solubility % berat …?  : solubility % berat =        =     = 20,05 %



Sample 2 Dik

: W = 20 gr w = 4,9 gr

Dit Jawab

: solubility % berat …?  : solubility % berat =        =     = 75,5 %

53

4.8

PEMBAHASAN (DISCUSSION )

Acidizing dilakukan apabila suatu sumur rusak, dimana kerusakan itu seperti

permeabilitas, porositas yang rusak. Jadi acidizing bertujuan untuk

meningkatkan permeabilitas batuan formasi disekitar lubang bor, sehingga dengan begitu akan meningkatkan jumlah produksi oil. Larutas HCL akan membuka celah batuan yang lebih besar sehingga memperbesar permeabilitas. Dalam acidizing yang harus diperhatikan adalah jenis stimulasi untuk menghindarkan terjadinya faktor mekanis skin dimana stimulasi menghasilkan kerusakan formasi menjadi lebih besar. Untuk itu perlu dilakukan pengontrol terhadap kualitas asam. Asam yang biasa digunakan sebagai tambahan untuk melarutkan partikel – partikel padatan yaitu asam clorida ( HCL ) dengan reaksi sebagai berikut : 2HCL + CaCO3 4HCL + CaMg (Co3)2

Cacl2 + H2O + 2Co2 CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + Co2

Acidizing terbagi atas 2 bagian : 1.

Pengasaman matrix , bertujuan untuk memperbaiki porositas yang dilakukan dengan menginjeksikan asam

– asam seperti HCL yang

sesuai dengan asam – asam batuan. 2. Pengasaman rekahan yang sesuai dengan bertujuan untuk memperbaiki pada reservoir. Oleh karena itu, disaat penambahan addetive perlu diadakan kecocokan keaktifan dengan fluida dan mineral formasi.

54

Pengasaman (Acidizing) Ada tiga cara yang dipakai dalam pengasaman : 

Matrik Acidizing, Tujuan : untuk mendapatkan penetrasi yang uniform secara radial pada formasi



Acid Fracturing, kemampuan asam memakan (etched) permukaan rekahan batuan dan meningkatkan konduktivitas fluida pada rekahan.



Acid Washing, menghilangkan endapan yang dapat larut dalam asam atau untuk membuka saluran-saluran pada lubang perforasi.



Gambar 4.2 Pengerjaan Acidizing Asam konvensional dapat digolongkan sebagai : -

-

Asam Mineral 

Asam Hydro chlorida



Asam hydro chloride-florida

Asam Organik 

Asam formic

55



-

Asam Tepung 

-

Asam asetat

Asam sulfamic dan Asam chloriacetic

Campuran Asam Hybrid 

Asam Acetic-hydrochloric



Asam formic-hydrochloric

Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Reaksi Pengasaman 

Tekanan



Konsentrasi alam



Temperatur



Tipe Asam



Keseimbangan Kimia



Perbandingan luas permukaan dengan volume asam



Karakteristik formasi

Pemilihan Cara Pengasaman Pengasaman Matrik, digunakan untuk tujuan berikut : 

Menghilangkan formation damage baik pada lime stone atau sandstone



Untuk mendapatkan kenaikan produktivitas sebesar 1 - 1/2 pada formasi yang tidak ada damage

Fracturing dengan asam dipilih dalam hal :

56



Formasi sangat dalam dan keras sehingga penggunaan propping agents tidak cukup untuk menahan fracture tetap terbuka.



Konduktivitas fracture yang ada ditingkatkan



Membuat suatu daerah dengan permeabilitas yang kontras dengan cara memakan permukaan fracture yang ada

Bahan-bahan Kimia Tambahan untuk Asam (additives) 

Inhibitors : Pencegahan korosi paa pipa



Surfactant : Membuat batuan tetap suka akan air



Complexing Agents : Bila ada unsur besi dalam formasi



Gelling Agents : Mempunyai dua tujuan dalam pengasaman, yaitu : - Mengurangi Friksi - Memperlambat reaksi asam



Diverting Agents : Membuat pengasaman terdistribusi lebih merata dengan cara menutup sementara zona yang lebih permabel



Pengasaman batuan pasir (sandstone) Pengasaman pada batuan pasir dari limestone terletak pada sifat-sifat batuan pasir



Sifat-sifat asam hydrochlorida-Hydrofluorida (HCl-HF)

Disebut mud acid karena kemampuannya untuk melarutkan partikel lumpur pemboran 

Salah satu yang ditimbulkan oleh asam ini adalah pori-pori batuan dapat tersumbat karena endapan hasil reaksi HF dengan pasir (SiO2)



Tetapi endapan ini terjadi bila ada sentuhan dengan air garam.

Treatment dengan Asam HCl-HF

57



Preflush, Sebagai bahan preflush yang dipakai adalah hydrochlorida yang berfungsi ganda.



Mud Acid, Berfungsi untuk membersihkan dan bisanya adalah campuran (3% HF, 12% HCl) dengan kandungan inhibitor yang cukup dan surfactant.



After Flush, Terdiri dari diesel yang mengandung 10% mutual solvent (EGMBE, ethylene glycol monobutyl ether)

Mutual solvent membuat permukaan formasi tetap Water wet. Feacturing dengan asam, Suatu rekahan (crach) atau fracture terbentuk dalam formasi, selanjutnya asam dipompakan untuk memakai dinding rekahan dan membentuk aliran yang tetap terbuka waktu sumur berproduksi. Desain Fracturing, Prosedur berikut disarankan untuk mendesain suatu fracturing : 

Kumpulkan semua data yang diperlukan oleh perusahaan jasa untuk membuat suatu program komputer untuk desain.



Tentukan fluida apa yang akan dipakai sebagai pemula (pad)



Suatu program untuk memperkirakan rate injeksi diperlukan



Pilih dan tentukan volume pemula untuk mendapatkan fracture yang cukup panjang. Volume yang semakin besar adalah semakin baik.



Gunakan kira-kira 50 ga asam/ft vertikal untuk tiap 25 - 50 ft panjang fracture

58

Gambar 4.3 Perbedaan antara Sumur yang Difracturing dengan sumur yang di Asam

Acidizing do when the well is damaged, where the damage was like permeability, porosity damaged. So acidizing aims to increase the permeability of the rock formation surrounding the wellbore, so that doing so will increase the amount of oil production. HCL will open a gap larger rocks thus increasing permeability. In acidizing to consider is the type of stimulation to avoid the occurrence of mechanical factors skin where stimulation produces a greater formation damage. It is necessary for controlling the quality of the acid. Acid is commonly used as an adjunct to dissolve the particles - ie solid particles clorida acid (HCL) with the following reaction: 2HCL + CaCO3

Cacl2 + H2O + 2Co2

59

4HCL + CaMg (Co3)2

CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + Co2

Acidizing divided into 2 parts: 1. Acidification matrix, aiming to improve the porosity is done by injecting acid - acid like HCL to suit acid - acid rock. 2. Acidification fracture according to the aim to improve the reservoir. Therefore, when adding liveliness addetive need to hold a match to the fluid and mineral formations. Acidif ication (acidizin g)

There are three methods used in the acidification: 

matrix acidizing, objective: to get penetration in the formation of uniform radially



Acid fracturing, acid-consuming capacity (etched) rock fracture surfaces and improves conductivity on the fracture fluid.



Acid Washing, remove sediment that can be dissolved in acid or to open the channels of the perforation holes.

Conventional acids can be classified as: - Mineral Acid 

Hydro acid chloride



Acid chloride hydro-florida

- Organic Acid 

formic acid



Acetic acid

- Acid Flour 

sulfamic acid and acid chloriacetic

60

- Mixed Acid Hybrid 

Acetic acid-hydrochloric



formic acid-hydrochloric

Factors That Affect Reaction Acidification 

Pressure



Concentration of nature



Temperature



Type of Acid



Balance Chemical



Comparison of surface area to volume of acid



Characteristics of formation

Selection Method acidification Acidification matrix, is used for the following purposes: 



Eliminates formation damage either on lime stone or sandstone To get a productivity increase by 1 - 1/2 in a f ormation that no damage

Fracturing with acid selected in terms of: 

Formation so deep and hard that the use of propping agents is not enough to hold the fractures open.





Existing fracture conductivity increased Create an area with permeability contrasts fracture surface by consuming the existing

Additional materials for Acid Chemistry (additives) 

Inhibitors: Corrosion prevention paa pipe



Surfactant: Making rock would still like water



Complexing Agents: If there are elements in the formation of iron

61



Gelling Agents: Has two goals in acidification, namely: - Reduce Friction - Slowing acid reaction



Diverting Agents: Making acidification evenly distributed over the zone by closing while the more permabel



Acidification

sandstone (sandstone) Acidification

in sandstone of

limestone lies in the properties of sandstone 

The properties of acid-Hydrofluorida hydrochlorida (HCl-HF)

Called mud acid because of its ability to dissolve the drilling mud particles 

One of these is caused by acid rock pores can be blocked due to deposition of the reaction of HF with sand (SiO2)



But this deposition occurs when there is contact with salt water.

Treatment with HCl-HF acid 

Preflush, as the material used is hydrochlorida preflush that double.



Mud Acid, Functions to clean and usually is a mixture (3% HF, 12% HCl) with a considerable content of inhibitors and surfactants.



After Flush, consists of diesel containing 10% mutual solvent (EGMBE, ethylene glycol monobutyl ether)

Mutual solvent makes surface Water formation remains wet. Feacturing with acid, A fracture (crach) or fractures created in the formation, subsequent acid is pumped to put on the wall and form a flow vents that stay open while producing wells. Fracturing design, the following procedure is suggested for designing a fracturing:

62



Collect all data required by the carrier to create a computer program to design.



Determine fluid that will be used as a novice (pad)



A program to estimate the required injection rate



Select and specify volume fracture starters to get long enough. Volume bigger is better.



4.9

Use about 50 ga acid / ft vertically for every 25-50 ft long fracture


Dari percobaan ini kita mencari berat residu dimana semakin tinggi residu maka solubilitynya semakin kecil (tidak bagus). Acidizing merupakan suatu cara mekanisme stimulasi dengan rangka meningkatkan produktivitas sumur dengan cara melarutkan mineral penyumbat yang reaktif terhadap asam sehingga permeabilitas batuan bertambah dan menyebabkan produksi minyak bertambah juga. Dalam rangka melaksanakan acidizing diperlukan perencanaan yang matang untuk menghindari kerusakan pada formasi pada umumnya disebabkan oleh kegiatan pengeboran, kegiatan penyemenan, dan sebaliknya. Perbaikan formasi dapat dilakukan dengan cara : acidizing dan hidrolic fracturing.

From this experiment we find where the higher residual weight of the residue solubilitynya smaller (not good). Acidizing is a stimulation mechanism means to increase well productivity by dissolving minerals plug-reactive so acid rock permeability increase and cause increased oil production as well. In order to implement the acidizing required careful planning to avoid formation damage is generally caused by drilling,

63

cementing activities, and vice versa. Improvements formation can be done by: acidizing and fracturing hidrolic.

4.10

TUGAS

1. 1. Apa yang dimaksud dengan pengasaman/acidizing ? Jawab : Yaitu salah satu cara stimulasi yang digunakan untuk memperbaiki

produktivitas sumur. • Suatu sumur di acidizing yaitu pada kondisi zona yang rusak atau permeabilitasnya berkurang di sekitar sumur. Selain itu kondisi sumur yang mengharuskannya untuk dikerahkan dengan menginjeksikan volume asam yang relative besar. Pengasaman dilakukan ke dalam formasi selama proses pemboran, komplesi sumur, dan proses produksi karena dapat melarutkan partikel-partikel formasi dan material-material asing yang masuk. Kerusakan formasi akibat cairan filtrate, bahkan pemberat lumpur, clay, bahan pengatur viskositas lumpur, bahan pencegah lost circulation, dan bahan padat yang berasal dari endapan reaksi kimia yang harus di acidizing, serta jika ada scale.

2. Jelaskan 3 metode pengasaman/acidizing yang anda ketahui. Jawab : a. Acid Washing Acid

washing

adalah

operasi

yang

direncanakan

untuk

menghilangkan endapan scale yang dapat larut dalam larutan asam yang terdapat dalam lubang sumur untuk membuka perforasi yang tersumbat. b. Acid fracturing Acid fracturing adalah penginjeksian asam ke dalam formasi pada tekanan yang cukup tinggi untuk merekahkan formasi atau membuka rekahan yang sudah ada. Aplikasi acid fracturing ini

64

hanya terbatas untuk formasi karbonat, karena jika dilakukan pada formasi batu pasir dapat menyebabkan keruntuhan formasinya dan mengakibatkan problem kepasiran. c. Matrix acidizing Matriks acidizing dilakukan dengan cara menginjeksikan larutan asam dan additif tertentu secara langsung ke dalam pori-pori batuan

formasi

disekitar

lubang

sumur

dengan

tekanan

penginjeksian di bawah tekanan rekah formasi, dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi secara radial.

PERCOBAAN V SIEVE ANALISIS (SIEVE ANALYSIS) 5.1

TUJUAN PERCOBAAN

Untuk menentukan besarnya coring coefisien dan menentukan baik buruknya sortasi batuan pasir reservoir.

5.2

TEORI DASAR

Tahap penyelesaian suatu sumur yang menembus formasi lepas (unconsolidated) tidak sederhana seperti tahap penyelesaian dengan formasi kompak (consolidated), karena harus mempertimbangkan adanya pasir yang ikut terproduksi bersama fluida produksi. Seandainya pasir tersebut tidak dikontrol dapat menyebabkan pengikisan dan penyumbatan pada peralatan produksi. Disamping itu, juga menimbulkan penyumbatan pada dasar sumur. Produksi pasir lepas ini pada umumnya sensitif terhadap laju produksi, apabila laju alirnya rendah pasir yang ikut terproduksi sedikit dan sebaliknya. Metode yang umum untuk menanggulangi masalah kepasiran meliputi penggunaan slotted atau screen liner dan gravel packing. Metode penanggulangan ini memerlukan pengetahuan tentang distribusi ukuran pasir agar dapat ditentukan pemilihan ukuran screen dan gravel yang tepat.

5.3

ALAT DAN BAHAN 5.3.1 Alat yang digunakan : 

Torsion balance dan anak timbangan



Mortar dan pestle



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

65

66

5.3.2 

5.4

Bahan

Sample batuan reservoir

GAMBAR ALAT

Timbangan Analitik

Tyler Sieve

Mortar & Pestle

Sieve Analysis ASTM

67

Gambar 5.1 Alat Percobaan V

5.5

PROSEDUR PERCOBAAN

1. Mengambil contoh batuan reservoir yang sudah kering dan bebas minyak. 2. Memecah-mecah

batuan

menjadi

fragmen

kecil-kecil

dan

memasukkan kedalam mortar digerus menjadi butiran-butiran pasir. 3. Memeriksa dengan binocular, apakah butiran-butiran pasir tersebut benar-benar saling terpisah. 4. Menimbang dengan teliti 200 gram pasir tersebut. 5. Menyediakan sieve analysis yang telah dibersihkan dengan sikat dari bagian bawahnya. 6. Menyusun sieve diatas alat penggoncang dengan mangkok pada dasarnya, sedangkan sieve diatur dari yang halus diatas mangkok dan yang paling kasar di puncaknya. 7. Menuangkan dengan hati-hati pasir batuan reservoir (200 gram) kedalam sieve yang paling atas, memasang tutup dan mengencangkan penguatnya. 8. Menggoncang selama 30 menit. 9. Menuangkan dari sieve yang paling kasar (atas) ke dalam mangkok, kemudian menimbang. 10. Menuangkan isi sieve yang halus (berikutnya) ke dalam mangkok tadi juga, kemudian menimbang secara kumulatif. 11. Meneruskan cara penimbangan diatas sampai isi seluruh sieve ditimbang secara kumulatif. 12. Dari berat timbangan secara kumulatif dapat dihitung juga berat pasir dari tiap-tiap sieve.

68

13. Mengulangi langkah 1 sampai dengan 11 untuk contoh batuan reservoir yang kedua. 14. Membuat tabel dengan kolom nomor sieve, opening diameter, % retained cumulative percent retained. 15. Membuat grafik semilog antara opening diameter dengan cumulative percent retained. 16. Dari grafik yang didapat (seperti huruf S), menghitung :

      Medium diameter pada 50% = …..mm

- Sorting coefficient = -

5.6

HASIL PENGAMATAN

Tabel 5.1 Hasil pengamatan Berat cawan = 98,70 gr

Berat core = 200 gr Weight

Berat cawan + core = 298,7 gr

Sieve

Opening Diametr

No

(mm)

10

1,651

0

0

0

20

0,833

5,02

2,51

2,51

30

0,522

32,96

16,48

18,99

40

0,371

26,32

13,16

32,15

50

0,283

58,98

29,49

61,64

60

0,246

6,18

3,09

64,73

80

0,175

33,60

16,8

81,53

100

0,147

12,17

6,085

87,615

140

0,106

22,71

11,355

98,97

200

0,074

2,06

1,03

100

Retaned (gr)

Persen Retained

Cum Persen

(%)

Retained (%)

69

GRAFIK :

70

Grafik 5.1 Opening Diameter vs Cum % Retained

Pengolahan data

71

1. Berdasarkan data diatas, buat grafik antara ukuran sieve dengan persentase cumulative pada kertas grafik semilog. 2. Medium diameter : D50 = 0,29 mm 3.

  Koefisien kekompakan : σ =   = √ = 1,48 mm

4. Koefisien keseragaman : C = D40 / D90 = 0,32/0,16 = 2 5. Berdasarkan grafik yang telah di buat tentukan : D10

: 0,68 mm

D15

: 0,54 mm

D20

: 0,45 mm

D25

: 0,37 mm

D50

: 0,29 mm

D60

: 0,27 mm

D75

: 0,25 mm

D80

: 0,23 mm

D90

: 0,16 mm

D100 : 0,084 mm Berdasarkan grafik yang telah dibuat, ukuran saringan dapat dipilih sesuai dengan metode yang digunakan : -

Tiga metode sreen liner : 1. Metode coberly

-

5.7

: W = 2 x D10 = 2 x 0,68 mm = 1,36 mm

Metode Gill

: W = D15

= 0,54 mm

2. Metode Wilson

: W = D10

= 0,68 mm

Dua metode gravel pack : 1. Metode coberly

: W = D10 x 10 = 0,68 mm x 10 = 6,8 mm

2. Metode Gill

: W = D80 x 10 = 0,23 mm x 10 = 2,3 mm

HASIL PERHITUNGAN

72

a.

Mencari Persen Retained 1.

Sieve 10 Dik

: Weight Retained = 0 gr Berat core = 200 gr

Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     =0%

2.

Sieve 20 Dik

: Weight Retained = 5,02 gr Berat core = 200 gr

Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =          =   = 2,51 %

3.

Sieve 30 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     = 16,48 %

4.

Sieve 40 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =    

73

= 13,16 % 5.

Sieve 50 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     = 29,49 %

6.

Sieve 60 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     = 3,09 %

7.

Sieve 80 Dik


Dit : Persen Retained …? Jawab

         =    

: Persen Retained =

= 16,8 % 8.

Sieve 100 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =          =  

74

= 6,085% 9.

Sieve 140 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     = 11,355%

10.

Sieve 200 Dik


Dit Jawab

: Persen Retained …?   : Persen Retained =        =     = 1,03%

b.

Cum Persen Retained 1.

Sieve 20 CPR = CPR pada sieve 10 + PR sieve 20 = 0 % + 2,51 % = 2,51 %

2.

Sieve 30 CPR = CPR pada sieve 20 + PR sieve 30 = 2,51 % + 16,48 % = 18,99 %

3.

Sieve 40 CPR = CPR pada sieve 30 + PR sieve 40 = 18,99 % + 13,16% = 32,15 %

4.

Sieve 50

75

CPR = CPR pada sieve 40 + PR sieve 50 = 32,15 % + 29,49% = 61,64 % 5.


6.


7.


8.


9.

Sieve 200 CPR = CPR pada sieve 140 + PR sieve 200 = 98,97 % + 1,03 % = 100 %

76

5.8

PEMBAHASAN (DISCUSSION)

Sieve analisis adalah metode analisa sample pasir formasi yang dilakukan dengan cara pemisahan butiran

– butiran pasir kedalam beberapa kelompok

ukuran pasir berdasarkan ukuran sieve ( saringan ) yang dipilh. Ukuran sieve yang distandarkan secara US mesh sieve ataupun berdasarkan tyler sieve akan menentukan ukuran opening diameter sieve yang akan memisahkan pasir formasi atas ukuran butiran – butiran pasir tertentu. Persen berat butiran – butiran pasir yang tertinggal pada setiap ukuran sieve (tidak terlewati saringan) akan dipergunakan sebagai ukuran pada jenis kontrol pasir lepas secara mekanis. Ada beberapa metode dalam sieve analisis : 

Gravel packing Gravel

packing merupakan suatu metode mengontrol pasir lepas yang

telah digunakan secara luas dengan tingkat keberhasilan yang tinggi. Keberhasilan metode gravel packing tergantung pada ukuran gravel yang akan dapat menahan perpindahan pasir pasir lepas, tumpukan gravel yang diikat kuat dengan radius lebar. Dan mengurangi kerusakan formasi ukuran gravel harus tepat sehingga pori

– pori batuan antara butiran gravel cukup kecil untuk dapat menghentikan perpindahan pasir lepas tanpa menyumbat aliran fluida. 

Screen liner Pemakaian screen liner umumnya berhasil pada ukuran diameter pasir

yang cukup besar atau gravel dengan distribusi ukuran yang sempit. Perpindahan pasir akan terhenti ketika screen liner telah dipenuhi oleh butiran – butiran pasir dengan diameter cukup besar yang tertahan pada screen liner. Secara umum disarankan untu mempergunakan diameter lubang

– lubang screen liner yang

sama dengan atau lebih kecil dari 10 persentil diameter butiran pasir formasi hasil analisa sieve.

77

Sieve analysis is a method of formation sand sample analysis is done by separating grains - grains of sand grit sizes into different classes based on size sieve (strainer) were selected. Standardized sieve sizes are U.S. mesh sieve or sieve by tyler will determine the size of the opening diameter sieve to separate the grain size of the sand formation - a particular grain of sand. Weight percent grain - grain of sand left on each sieve size (not passed the filter) will be used as a measure of the kind of loose sand control mechanically. There are several methods in the sieve analysis: 

Gravel packing Gravel packing is a method of controlling the loose sand that has been

widely used with a high success rate. The success of gravel packing methods depending on the size of the gravel that will be able to withstand the movement of sand loose sand, gravel piles are tied strongly with a wide radius. And reduce formation damage gravel size should be appropriate so that the pores - pores between grains of gravel rocks small enough to be able to stop the movement of loose sand without clogging the flow of fluid. 

Screen liner Use screen liner is generally successful in diameter large enough sand or

gravel with a narrow size distribution. Movement of sand will stop when the screen liner was filled with grain - grain of sand with a diameter large enough retained on the screen liner. In general it is advisable to use untu diameter hole hole liner screen that is equal to or less than the 10 percentile diameter of a grain of sand formations sieve analysis results.

78

5.9 KESIMPULAN (CONCLUSION )

Metode ini merupakan metode pengontrol pasir yang paling sederhan dan prinsipnya adalah gravel yang ditepatkan pada amilus secara screen/sloped dengan casing lubang bor dimaksud agar dapat menahan pasir formasi. Pemakaian gravel itu baik untuk formasi yang tebal, seragam ( uniform) halus. Masalah kepasiran ( send prodlm terjadi karena lapangan minyak reservoir merupakan pasir yang tidak kompak sehingga sering kali pasir terionisasi dengan fluida yang terproduksi kepermukaan sumur. This method is a method of controlling the simpler sand and gravel principle is matched on the screen amilus / sloped to the borehole casing is able to withstand sand formations. The use of gravel is good for the formation of a thick, uniform (uniform) fine. Send problem happens because the oil reservoir is not compact the sand so that the sand is often reproduced ionized with a fluid surface wells. 5.10 TUGAS

1. Jelaskan metode apa saja yang digunakan untuk mengatasi masalah kepasiran. Jawab : Dalam mengatasi problem kepasiran dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu : 

Screen liner, penyusunan saringan-saringan diameter tertentu didalam corong.

79

Gambar 5.2 Screen and Liner Completion 

Gravel pack, penyusunan butiran-butiran halus untuk digunakan sebagai saringan.

Gambar 5.3 Gravel Pack Completion

PENUTUP (CLOSING)

A.

KESIMPULAN 

Dari semua percobaan pengukuran porositas, pengukuran permeabilitas, pengukuran saturasi ,penentuan kadar larut sampel formasi dalam larutan asam dan sieve analysis adalah untuk mengetahui kegunaan penting dari percobaan diatas seperti sieve analysis kegunaanya untuk apabila terjadinya penyumbatan produksi ( alat) dan maka dari itu dilakukan sieve analysis seperti : 

Slatated atau screen linier



Gravel pack

Dan begitu juga porositas 

Porositas merupakan salah satu pentingnya dalam reservoir, karena jumlah cadangan hidrokarbon yang terakumulasi tergantung dari besar kecilnya hidrokarbon



Pengukuran permeabilitas : kemampuan batuan untuk melewatkan atau meloloskan fluida didalam media berpori.



Pengukuran saturasi fluida : saturasi adalah perbandingan antara volume pori pori batuan yang terisi fluida formasi terhadap volume total batuan.



Sedangkan untuk acidizing merupakan salah satu cara mekanisme stimulasi dalam rangka meningkatkan produktivitas sumur dengan cara melarutkan mineral penyumbat yang reaktif terhadap asam, sehingga permeabilitas batuan bertambah dan menyebabkan produksi minyak bertambah.

79

80

B.

SARAN

Kepada pada pembaca laporan analisa inti batuan mungkin ada kekurangan pada laporan resmi Mekanika Reservoir ini baik dari segi penulisan atau pun dari segi materinya demi kesempurnaan laporan ini penulis harap kritik dan sarannya, penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan kekurangan pada laporan resmi tersebut.

Pekanbaru, 12 Desember 2012 Diperiksa Oleh

(BELLA

VISTA

KURNIA) 093210339

NADIA

81

Isi Laporan BAB I-V

Recommend Documents