Mekanika Reservoir & Praktikum AIB

8/18/2019 Mekanika Reservoir & Praktikum AIB

1/151

By. Muhammad Khair

Mekanika Reservoir &Praktikum AIB


2/151

BAB 1

PETROLEUM SYSTEM


3/151

Petroleum System Petroleum System Process

Petroleum System Element


4/151

Petroleum System Process


5/151

Generation, yakni proses di mana Batuan induk mengalami

pemanasan dan tekanan yang tinggi, serta waktu yang cukup

untuk merubah material organik menjadi hidrokarbon.

Migration merupakan proses pergerakan atau perpindahan

hidrokarbon keluar dari batuan induk hingga terakumulasi di

trap.

Accumulation merupakan proses terakumulasinya volumehidrokarbon setelah bermigrasi menuju perangkap.

Preservation merupakan sisa hidrokarbon dalam reservoir &

tidak terubah oleh proses biodegradation ataupun water-

washing. Timing merupakan waktu yang dibutuhkan perangkap untuk

terbentuk sebelum dan selama hidrokarbon bermigrasi.


6/151

Petroleum System Element


7/151

1. Source Rock

Merupakan endapan sedimen yang mengandung

bahan -bahan organik yang cukup untuk dapat

menghasilkan minyak dan gas bumi ketika

endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan,dan dapat mengelurakan minyak dan gas bumi

tersebut dalam jumlah yang ekonomis.

Bahan organik yang terkandung pada source rock

disebut Kerogen.


8/151

Tipe Kerogen Tipe 1

Alga dari lingkungan pengendapan lacustrine dan lagoon. Tipeseperti ini dapat mengahsilkan minyak dengan kualitas baikdan mampu menghasilkan gas.

Tipe 2

Campuran dari tumbuhan dan mikroorganisme laut. Tipeseperti ini merupakan bahan utama minyak dan gas bumi

Tipe 3

Tanaman darat dalam endapan yang mengandung batubara.Tipe seperti ini umumnya menghasilkan gas dan sedikit

minyak. Tipe 4

Bahan bahan tanaman yang teroksidasi. Tipe seperti ini tidakmampu menghasilkan minyak dan gas.


9/151

Contoh: Batu Serpih/Shale (Batu lempung yang pipih)

dan Coal (Batubara).


10/151

2. Reservoir Rock

Batuan yang mampu menyimpan dan mampu

mengalirkan hidrokarbon.

Syarat batuan tersebut harus memiliki porositas

sebagai penyimpan hidrokarbon dan permeabilitassebagai tempat mengalirnya hidrokarbon.


11/151

Contoh: Batu pasir (sandstone), batu gamping

(limestone), batuan dolomit (batuan gamping yangterdolomitasi / terkena proses pelarutan air formasi

sehingga terdapat unsur Mg didalamnya).


12/151

3. Migration Route

Jalur transportasi minyak dan gas dari Source Rockmenuju Reservoir.

Dapat berasal dari rekahan (karena proses tektonik &pelarutan batuan dari air formasi) ataupun dari

permeabilitas lapisan batuan diatas source rock. Dalam transportasi hidrokarbon terjadi beberapa proses

yaitu:

o Migrasi primer

Migrasi didalam skuen dari Source Rock

o EkspulsionDari sekuen Source Rock menuju carrier bed

o Migrasi Skunder

Transportasi carrier bed menuju ke trap


13/151


14/151

4. Seal Rock Seal Rock atau Cap Rock merupakan batuan yang

memiliki porositas dan permeabilitas yang kecil

sehingga cairan hidrokarbon tidak dapat melalui

batuan tersebut yang mengakibatkan minyak dan

gas bumi terjebak. Syarat batuan ini ialah impermeable (tidak

memiliki/sangat sedikit terdapat pori yang

berhubungan sehingga tidak memiliki kemampuan

mengalirkan fluida.


15/151

Contoh: Batu lempung (Shale)


16/151

5. Trap

Bentuk dari suatu geometri atau facies yang mampu

menahan minyak dan gas bumi untuk terakumulasi

dan tidak berpindah lagi.

Syarat suatu trap harus terdiri dari batuan reservoirsebagai tempat penyimpan hidrokarbon dan suatu set

seal sebagai penutup agar tidak terjadi migrasi lagi,

dimana keduanya tertata dalam bentuk ataupun

susunan lapisan yang menyebabkan HC terakumulasi.


17/151

Tipe Trap

Trap StrukturalTrap ini dipengaruhi oleh kejadian deformasi

perlapisan dengan terbentuknya struktur lipatan

dan patahan yang merupakan respon dari kejadian

tektonik.


18/151

Contoh: Antiklin, Fault, Saltdome


19/151

Trap Stratigrafi

Trap reservoir ini dipengaruhi oleh variasi perlapisan

secara vertikal dan lateral, perubahan facies batuan

dan ketidakselarasan, serta variasi lateral dalam

litologi pada suatu lapisan reservoir dalamperpindahan minyak bumi.


20/151

Contoh: Reef, Unconformity, Pinch-Out


21/151

Trap Kombinasi

Trap ini merupakan kombinasi antara 2 trap, baik

secara struktural maupun stratigrafi, dimana trap ini

merupakan faktor bersama dalam membatasi

pergerakan dari minyak bumi.


22/151

Contoh: Piercment dome, anticline fault.


23/151

BAB 2

SIFAT-SIFAT FISIK BATUAN


24/151

Sifat-Sifat Fisik Batuan Porositas

Permeabilitas

Saturasi Wettabilitas

Tekanan Kapiler

Kompressibilitas


25/151

POROSITAS


26/151

A. Pengertian Porositas

Porositas ( ) : didefinisikan sebagai fraksi atau persen

dari volume ruang pori-pori terhadap volume batuan

total (bulk volume).

%100%100%100 xV V

V x

V

V V x

V

V

g p

p

b

g b

b

p


27/151

B. Klasifikasi Porositas

Berdasarkan Pembentukannya

Porositas Primer, terbentuk bersamaan dengan proses

pembentukan batuan.

Porositas Sekunder, terbentuk setelah terjadi proses

pembentukan batuan. Porositas sekunder dapat

berupa:

Rekahan, celah, kekar , yaitu ruang pori-pori yang terbentuk

karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari

variasi beban seperti lipatan, atau patahan. Pelarutan batuan, air formasi melarutkan mineral-mineral yang

terkandung pada batuan.

Dolomitisasi , dalam proses ini batuan gamping (CaCO3)

ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2).


28/151

Berdasarkan Teknik Reservoirnya

Porositas Total / Absolut, adalah perbandingan antara

volume seluruh pori (pori-pori total) terhadap volume

total batuan (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Porositas Efektif, adalah perbandingan antara volume

pori-pori yang berhubungan terhadap volume total

batuan (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

%100 x f g

b g

eff

%100 xbatuantotal Volume

nberhubunga yang poriVolumeeff

100% x

Vb

Vpabs


29/151

C. Ilustrasi Porositas


30/151

Porositas Distribusi Kubus, Rhombohedral, & Acak.

90o

90o

90

o

a. Cubic (porosity = 47,6 %)

90o

90o

90o

b. Rhombohedral (porosity = 25,96 %)


31/151


32/151

http://chadsquarepants.files.wordpress.com/2011/03/rhombohedral-packing-chadsquarepants-wordpress-com.png


33/151

D. Faktor-Faktor yang

Mempengaruhi Porositas

Ukuran dan Bentuk ButirUkuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari seluruh batuan, tetapi

mempengaruhi besar kecilnya pori-pori antar butir. Sedangkan bentuk butir

didasarkan pada bentuk penyudutan (ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai

standar dipakai bentuk bola, jika bentuk butiran mendekati bola maka

porositas batuan akan lebih meningkat dibandingkan bentuk yang menyudut.

Distribusi dan Penyusunan Butiran

Distribusi disini adalah penyebaran dari berbagai macam besar butir yang

tergantung pada proses sedimentasi dari batuannya. Umumnya jika batuan

tersebut diendapkan oleh arus kuat maka besar butir akan sama besar.

Sedangkan susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan.

Derajat Sementasi dan Kompaksi

Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori batuan akibat

adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat. Sedangkan sementasi pada

batuan akan menutup pori-pori batuan tersebut.


34/151

E. Distribusi Kumulatif Ukuran

Butiran dari Graywacke

Semakin banyak material pengotor, seperti: silt & clay

yang terdapat dalam batuan akan menyebabkan

mengecilnya ukuran pori-pori batuan.

A) Shaly sand B) Batu Pasir


35/151

F. Klasifikasi Porositas

Porositas (%) Kualitas

0 – 5 Jelek sekali

5 – 10 Jelek

10 – 15 Sedang

15 – 20 Baik

20 Sangat bagus


36/151

G. Aplikasi Pengukuran Porositas

pada Dunia Perminyakan

Untuk perhitungan cadangan dengan metode

volumetrik.

%100)1(7758

x B

xV Sw x xOOIP

o

b


37/151

PERMEABILITAS


38/151

A. Pengertian Permeabilitas

Kemampuan batuan untuk dialiri fluida.

Asumsi darcy:

Alirannya steady state

Fluida 1 fasa

Viskositas konstan

Kondisi aliran isothermal Formasi homogen & arah alirannya horizontal

Fluidanya incompressible


39/151

Satuan permeabilitas adalah:

Dari persamaan diatas dapat dikembangkan untuk

berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial,

masing-masing untuk fluida yang compressible danincompressible.

)().()()(sec)./()(

3

atm P sqcm Acm LcentipoisecmQdarcy K

Q

P1 P2

A


40/151

B. Jenis-Jenis Permeabilitas

Permeabilitas Absolut (K abs)

Fluida yang mengalir hanya satu fasa.

Permeabilitas Effektif (K eff) Fluida yang mengalir lebih dari satu fasa.

Permeabilitas Relatif

Perbandingan K eff dengan K abs.


41/151

C. Klasifikasi Permeabilitas


42/151

D. Hubungan Saturasi VS

Permeabilitas


43/151

E. Data Permeabilitas pada saat

di Lapangan

Wireline Information, sebagai berikut :

Convention Core

Whole Core

Core Plugs

Probe Permeameter

Well and Drill Steam Test

Wireline Log


44/151

F. Aplikasi pada Dunia Perminyakan

Untuk mengetahui optimasi laju alir pada saat satu

fasa (sebelum melewati Pb).

Untuk mengetahui Produktifitas Index (PI).


45/151

SATURASI


46/151

A. Pengertian Saturasi

Perbandingan volume pori yang terisi fluida dgn Vptotal.

Rumus saturasi utk fasa di reservoir :


47/151

B. Faktor-Faktor yang Mempengaruhi

Ukuran & distribusi pori-pori batuan

Ketinggian diatas free water level

Adanya perbedaan Pc


48/151

C. 4 Hal Penting dalam Saturasi

Saturasi fluida bervariasi dalam reservoir.

Saturasi fluida akan bervariasi dgn kumulatif

produksi minyak.

Saturasi minyak dan saturasi gas dinyatakan sbgpori yg di isi hidrokarbon.

Adanya saturasi yg tersisa di dalam reservoir.


49/151

D. Istilah-Istilah dalam Saturasi

WC (Water Connate): air yg berada direservoir.

Swc (Saturasi Water Connate): saturasi air yg direservoir.

Water Cut: perbandingan water yg terproduksiterhadap total fluida yg diproduksi.

Water Influx: water yg mengisi pori yangditinggalkan oleh oil yang telah terproduksi.

Free Water Level: Batas tertinggi yang ditempati

air bebas.

Zona Transisi: Zona dimana tidak diketahui fluidaapa yang mendominasi.


50/151

Soirr, Swirr dan Sgirr

Jumlah fluida yg tidak dapat diproduksikan. Penyebab :

Isolated Pore

Pori-pori yang terisolasi oleh matrix sehingga fluida

dalam pori ikut terisolasi/tak bisa mengalir.

Pressure

Ketika pressure formasi tidak kuat mengangkat fluida

produksi ke surface.

Re ( jari-jari pengurasan) terbatas


51/151

E. Aplikasi Pengukuran Saturasi

pada Dunia Perminyakan Untuk perhitungan cadangan dengan metode

volumetrik.

%100)1(7758

x B

xV Sw x xOOIP

o

b


52/151

WETTABILITY


53/151

A. Pengertian Wettability

Wettability adalah kecendrungan dari suatu fluida

untuk menyebar atau melekat pada permukaan

batuan.


54/151

Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda

padat, maka salah satu fluida akan bersifatmembasahi permukaan benda padat tersebut, hal ini

disebabkan adanya gaya adhesi.

AT = so - sw = wo. cos wo

dimana : so = tegangan permukaan minyak-benda padat,

dyne/cm

sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

wo = sudut kontak minyak-air.


55/151

B. Hal Penting dalam Wettability

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika teganganadhesinya positip ( < 90o), yang berarti batuan bersifatwater wet. Sedangkan bila air tidak membasahi zat padatmaka tegangan adhesinya negatip ( > 90o), berarti batuanbersifat oil wet.

Distribusi cairan dalam sistem pori – pori batuantergantung pada kebasahan.

Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yangmembasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahiada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiranbatuan.

Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaandimana fasa yang membasahi kontinyu dan secara mutlakterdapat pada permukaan butiran.


56/151

C. Ilustrasi Wettability


57/151

TEKANAN KAPILER


58/151

A. Pengertian Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaantekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang

tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas)

sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan

dari fluida tersebut.

Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan

tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw)

dengan fluida “Wetting fasa” (Pw) atau:

Pc=Pnw - Pw


59/151

B. Tujuan

Untuk menentukan kedalaman yang tepat saat

perforasi.


60/151

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yangmembasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dangas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung

pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secarakuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungansebagai berikut :

h g r

P c ..cos..2

C. Hal-Hal Penting dalam Pc


61/151

Perubahan ukuran

pori-pori dan

densitas fluida akan

mempengaruhi

bentuk kurva

tekanan kapiler dan

ketebalan zona

transisi.


62/151

D. Imbibisi & Drainage

Imbibisi: Wetting phase meningkat, non wetting

phase menurun. Terjadi saat produksi (water influx)

& saat melakukan water flooding.

Drainage: Non wetting phase meningkat, wettingphase menurun. Terjadi saat migrasi oil & saat

melakukan EOR (injeksi yang bukan air).


63/151


64/151

Reservoir minyak yang

mepunyai API gravity

rendah maka kontak

minyak-air akanmempunyai zona

transisi yang panjang

(fluida yang berbeda).


65/151

Batuan reservoir

dengan permeabilitas

yang besar akan

mempunyai tekanan

kapiler yang rendah

dan ketebalan zona

transisi yang tipis

daripada reservoir

dengan permeabilitas

yang rendah.


66/151


67/151

KOMPRESIBILITAS


68/151

A. Pengertian Kompressibilitas Kompressibilitas batuan adalah perubahan volume batuan

akibat perubahan tekanan yang mempengaruhinya.

Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep

kompressibilitas batuan, antara lain :

Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan

volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahantekanan.

Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume

bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahanvolume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompressibilitas pori – pori batuan

dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir

khususnya


69/151

Pada saat fluida dalam pori batuan berkurang maka

terjadi pengosongan ruang pori, kondisi ini

menyebabkan tekanan di dalam pori berkurang

karena berat batuan di atasnya maka batuan akan

terkompaksi dan ruang pori semakin mengecil. Jika

suatu saat akan dilakukan perhitungan cadangan

setelah produksi berjalan beberapa waktu, maka

faktor kompresibilitas ini perlu dipertimbangkan. Hal

ini menyatakan bahwa kompresibilitas volume pori

adalah merupakan fungsi porositas.

B. Konsep Kompressibilitas


70/151

C. Jenis Tekanan yang dialami Batuan

Tekanan dalam (internal stress) yang disebabkan

oleh tekanan hidrostatik fluida yang terkandung

dalam pori-pori batuan.

Tekanan luar (external stress) yang disebabkan olehberat batuan yang ada diatasnya (overburden

pressure).


71/151

Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan

reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan-dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada

batuan akan mengalami perubahan pula.

Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan

perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan

volume total (bulk) batuan reservoir. Untuk padatan

(grains) akan mengalami perubahan yang serupa

apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang

dikandungnya


72/151

D. Persamaan Kompresibilitas

Perubahan bentuk volume bulk batuan dapatdinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau :

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori

batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp

atau :

dP

dV

V C

r

r r .

1

*.

1

dP

dV

V C

p

p p


73/151

BAB 3

PENENTUAN SIFAT FISIK BATUAN


74/151


75/151

Conventional Core


76/151


77/151

Side Wall Coring


78/151


79/151

Analisa Logging

dilakukan dengan cara menganalisa lapisan batuan yangdibor dengan menggunakan peralatan logging (Tool Log).

Analisa Cutting

meneliti cutting yang berasal dari lumpur pemboran

yang disirkulasikan kedalam sumur pemboran.


80/151

BAB 4

PRAKTIKUM ANALISA INTI BNATUAN(AIB)


81/151

A. Pengertian AIB

Analisa Inti Batuan adalah tahapan analisa setelahcontoh formasi dibawah permukaan (core)

diperoleh.


82/151

B. Tujuan AIB

Menentukan secara langsung informasi tentang sifat – sifat fisik batuan.

Dalam pemboran eksplorasi dapat digunakan untuk

mengevaluasi kemungkinan dapat diproduksikan

hidrokarbon dari suatu sumur. Tahap eksploitasi dari suatu reservoir dapat digunakan

untuk pegangan melaksanakan well completion.

Merupakan suatu informasi penting untuk

melaksanakan proyek secondary dan tertary recovery . Data inti batuan ini juga berguna sebagai bahan

pembanding dan kalibrasi dan metode logging.


83/151

C. Prosedur Analisa Inti Batuan

Analisa inti batuan rutin, yakni analisa yang rutin

dilakukan. Analisa Inti Batuan Rutin umumnya

berkisar tentang pengukuran porositas,

permeabilitas absolut dan saturasi fluida.


84/151

Analisa Inti Batuan Spesial, yakni analisa yang

dilakukan hanya pada kejadian tertentu. Dapatdikelompokkan menjadi dua, yaitu:

Pengukuran pada kondisi statis (pengukuran tanpa

injeksi), meliputi tekanan kapiler, sifat-sifat listrik dan

cepat rambat suara, grain density, wettability,kompresibilitas batuan, permeabilitas dan porositas

fungsi tekanan (Net Over Burden) dan studi petrography .

Pengukuran pada kondisi dinamis (pengukuran dengan

injeksi), meliputi permeabilitas relatif, thermal-recovery ,

gas residual, water flood evaluation, liquid permeability

(completion evaluation, workover dan injection fluid).


85/151

D. Kegiatan Praktikum AIB

Penentuan Porositas.

Pengukuran Saturasi.

Pengukuran Permeabilitas.

Sieve Analysis. Pengukuran Kadar Larut Sample Terhadap Larutan

Asam.

Penentuan Tekanan Kapiler.


86/151

PENENTUAN POROSITAS


87/151

1. Peralatan

Timbangan & Anak timbangan Vacum pump & Vacum desikator

Beaker glass ceper

Porometer


88/151

2. Bahan

Core (Inti Batuan)

Kerosine (Sebagai asumsi pengganti fluida reservoir,

karna memiliki densitas yang hampir sama).


89/151

3. Pengukuran Porositas

%100%100%100 xV V

V

xV

V V

xV

V

g p

p

b

g b

b

p

Persamaan:


90/151

3.a. Metode Menimbang

Core Kering Mula – Mula (W1) Core Dijenuhi Oleh Kerosene (W2)

Core Dijenuhi Kerosene diangkat diudara (W3)

kerosin.

23

J B

W W Vb

kerosin.

21

J B

W W Vg

kerosin.

13

J B

W W Vp

%100 xV V

b

p


91/151

3.b. Metode Mercury Injection Pump

Penentuan Skala Picnometer Volume picnometer kosong

= |skala awal – skala akhir|

Penentuan Volume Bulk Volume picnometer + core


Volume Bulk= Vpicnometerkosong-Vpicnometer+core

Penentuan Volume Pori



92/151

PENGUKURAN SATURASI


93/151

1. Peralatan

Retort Solvent extractor termasuk reflux condensor

(pendingin) water trap dan pemanas listrik

Timbangan

Gelas ukur

Exicator

Oven


94/151

2. Bahan

Fresh Core Air

Minyak

Toluena (sebagai katalisator untuk mempercepat

pemisahan).


95/151

3. Penentuan Saturasi

Penentuan saturasi dilakukan dengan prinsipdestilasi, dimana core akan dipanaskan hingga akan

teruapkan fluida yang terkandung dalam fresh core.

Setelah diketahui volume fluida yang teruapkan,

dapat diketahui saturasinya. Penguapan untuk water & oil memiliki titik didih

yang berbeda, dimana titik didih water lebih rendah

dibanding oil. Jadi akan dilakukan 2 kali pemanasan

saat mengukur saturasi, yang pertama untukpengukuran saturasi water & yang kedua untuk

pengukuran saturasi oil.


96/151


97/151

1. Peralatan

Core Holder untuk Liquid Permeameter Thermometer R, Fill Connection

Cut off valve

Special Lid an Over Flow Tube

Burette

Discharge-fill valve assemble

Gas pressure line and pressure regulator

Gas inlet Stopwatch


98/151


99/151

2. Bahan

Fresh Core Gas


100/151

3. Hal-Hal Penting pd Gas Permeameter

Efek gas slippage: berubahnya harga permeabilitas

absolut akibat adanya ekspansi gas

Efek klinkenberg: adanya perbedaan gas & liquidpada saat melewati formasi

Koreksi Klinkenberg: koreksi yg digunakan untuk

memperoleh nilai permeabilitas yg sebenarnya


101/151

4. Penentuan Permeabilitas Absolute

Hitung permeabilitas core dari data yang dihasilkangas permeameter dengan penginjeksian tekanan yang

berbeda sebanyak 3 kali.

Kemudian plot data k dengan 1/∆P ke grafik semilog.

Buat trendline dari grafik tersebut dan dapatkanpersamaannya.

Dari persamaan yang didapatkan y=ax+b, dimana y =

permeabilitas, dan x = 1/∆P. Untuk mendapatkan

permeabilitas absolute dari efek klikenberg

disubtitusikan x = 1/∆P = 0. Sehingga diketahui kabs =

a(0)+b, maka Kabs = b.


102/151

SIEVE ANALYSIS

1 P ti Si A l i


103/151

1. Pengertian Sieve Analysis

Penentuan persentase berat butiran agregat yanglolos dari suatu set seive.

Pemilihan besar keseragaman butiran menurut

Schwartz yaitu:

C < 3, merupakan pemilahan yang seragam

C > 5, merupakan pemilahan yang jelek

3 < C < 5, merupakan pemilahan yang sedang


104/151

2. Tujuan

Untuk mengkumulatifkan persen berat terhadapbesar butir (grain size) menentukan baik- buruknya

pemilahan (sorted).

Untuk menentukan metode-metode penanggulangan

masalah kepasiran.

Untuk menentukan kadar lempung silt pasir.


105/151

3. Jenis Formasi

Consolidated: Formasi sementasi baik/kompak,sehingga ikatan antar butiran baik.

Unconsolidated: Formasi sementasi buruk/tidak

kompak, sehingga ikatan antar butiran kurang baik.


106/151

4. Penyebab Problem Kepasiran

Drag Force (tenaga pengerukan) yg besar Aliran fluida dan viskositas meningkat

Produksi di zona pasir

Adanya lapisan unconsolidated disekitar formasi

Hilangnya kompaksi batuan

Disebabkan aliran fluida reservoir

Penurunan Tekanan laju alir Akibatnya kekompakan formasi unconsolidated mulai

berkurang akibat penurunan tekanan laju alir

5 Ef k P bl K i


107/151

5. Efek Problem Kepasiran

Erotion

Reduce Production

Formation damage

Equip damage

Tubing instability

l bl


108/151

6. Penanggulangan Problem Kepasiran

Mengurangi Drag Force.

Menggunakan metode mekanik:

Screen Liner : berupa saringan yg dipasang pada tubing.

Gravel Pack : berupa kerikil yg diinjeksikan menggunakan coil

tubing.

Sand Consolidation : injeksi resin ke formasi untuk

menguatkan ikatan antar butir batuan.


109/151


110/151

6.a. Screen Liner


111/151

Ada 2 jenis lubang saringan


112/151


113/151


114/151


115/151

6.b.1. Pelaksanaan Gravel Pack

Pembersihan perforasi dengan clean fluid

Penentuan ukuran Gravel Pack

Lakukan Squeeze gravel pack

Produksikan sumur


116/151

6 b 2 J i j i G l P k


117/151

6.b.2. Jenis-jenis Gravel Pack

Open Hole Gravel Pack Dipasang pada dinding formasi

Inside Gravel Pack

Dipasang antara casing yg diperforasi dengan screenliner


118/151

6 b 3 M t d P t GP


119/151

6.b.3. Metode Penempatan GP

Metode Wash Down

Metode Reverse Circulation

Metode Crossover Tool

Metode Modified

Metode Wash Down


120/151

Metode Wash Down

Gravel diendapkan sampai ketinggian tertentu diataszona perforasi

Turunkan screen liner dgn wash pipe, agar screen liner

dapat menembus gravel

Biarkan gravel mengendap di sekeliling screen liner


121/151

M d R Ci l i


122/151

Metode Reverse Circulation

Gravel di pompakan melalui annulus antara casingdengan string.

Lalu fluida pendorong akan kembali keatas melalui

screen dan kepermukaan melalui string.

Dipakai pada saat regravel (penempatan perbaikangravel) utk mengisi gravel antara casing dengan

string.


123/151

M t d C T l


124/151

Metode Crossover Tool

Mensirkulasi gravel melalui tubing dengan bantuanpompa dan fluida.

Fluida pendorong akan kembali keatas melalui

crossover dan kembali kepermukaan melalui annulus

antara tubing dan casing.

Metode Modified


125/151

Metode Modified

Peralatan crossover diganti dengan alat bypass ygdipasang dalam tubing dibawah packer.

Setting packer lalu jatuhkan bola besi pada alat

bypass.

Kemudian alat bypass akan jatuh ke dalam gravel danmensqueeze gravel kedalam zona perforasi.


126/151

d l d


127/151

6.c. Sand Consolidation

7 Peralatan Utama


128/151

7. Peralatan Utama

Electric Sieve Shacker

8 Bahan


129/151

8. Bahan

Batuan Reservoir

9. Penentuan Koeffisien Keseragaman


130/151

g

Butir (C)

%Berat Kumulatif =Berat Kumulatif

berat ×100 %

90

40

d

d

c

Menurut Schwartz adalah:

•C < 3, merupakan pemilahan

yang seragam

•

C > 5, merupakan pemilahanyang jelek

•3< C < 5, merupakan pemilahan

yang sedang


131/151

PENENTUAN KADAR LARUT SAMPLE

TERHADAP LARUTAN ASAM

1 T j


132/151

1. Tujuan

Menentukan asam yang sesuai untuk formasi ketika

hendak melakukan acidizing.

2. Stimulasi


133/151

2. Stimulasi

Stimulasi adalah usaha untuk meningkatkanproduktivitas HC dari formasi dengan meningkatkan

harga permeabilitas formasi yang mengalami kerusakan

sehingga dapat memberikan laju produksi yang besar.

Stimulasi dilakukan pada sumur-sumur produksi yang

mengalami penurunan produksi yang disebabkan oleh

adanya kerusakan formasi (formation damage) atau

faktor lain disekitar lubang sumur.

Metode stimulasi dapat dibedakan menjadi Acidizing

(Pelarutan batuan dengan menggunakan cairan asam)dan Hydraulic Fracturing (Injeksi tekanan diatas tekan

fracture untuk membuat rekahan).

3 Skin


134/151

3. Skin

Besaran yang menunjukan ada atau tidaknyakerusakan pada formasi sebagai akibat dari aktifitas

pemboran ataupun produksi.

S = negatif (-) menunjukan terjadinya perbaikan pada

formasi (stimulated), S = positif (+), menunjukan adanya kerusakan pada

formasi (damage),

S = 0, menunjukan kondisi reservoir awal yang belum

mengalami perubahan (initial).

4. Proses Pengasaman


135/151

4. Proses Pengasaman

Matrix acidizing : Asam di injeksikan ke formasi padatekanan dibawah tekanan rekah, dengan tujuan agarreaksi asam menyebar ke formasi secara radial. MatrixAcidizing digunakan baik untuk batuan Karbonat(limestone/dolomite) maupun sand stone.

Acid Fracturing : penginjeksian asam ke dalam formasiuntuk memakan permukaan rekahan yang sudah ada(memperbesar ukuran rekahan).

Acid Washing : Asam yang di injeksikan untukmelarutkan scale disekitar sumur, menghilangkan

endapan yang dapat larut dalam asam atau untukmembuka saluran-saluran meliputi pipa dan lubangperforasi.


136/151

5 Syarat Asam


137/151

5. Syarat Asam

Tidak terlampau reakitf terhadap logam.

Segi keselamatan dalam proses acidizing.

Dapat melarutkan batuan / mineral.

6. Asam yang Umum Dipakai untuk

A idi i


138/151

Acidizing

7. Additive yang digunakan pada

Asam


139/151

Asam

Inhibitors : Pencegahan korosi pada pipa. Surfactant : Membuat batuan tetap suka akan air.

Complexing Agents : Bila ada unsur besi dalamformasi.

Gelling Agents: Mempunyai dua tujuan dalampengasaman, yaitu mengurangi Friksi danmemperlambat reaksi asam.

Diverting Agents: Membuat pengasaman

terdistribusi lebih merata dengan cara menutupsementara zona yang lebih permabel.

Etc.

8. Faktor yg Mempengaruhi


140/151

Laju Reaksi Asam

Temperature Berbanding lurus

Luas Permukaan Batuan Berbanding lurus

Tekanan Berbanding terbalik

Konsentrasi Asam Berbanding lurus

Komposisi Batuan Laju reaksi cenderung cepat, kecuali pada batuan dolomit

Kecepatan Aliran Asam Memiliki pengaruh terhadap daya reaktifnya terhadap

batuan

9. Surface Equipment Acidizing


141/151

q p g• Acid, yang disimpan dalam wadah yang terbuat dari bahan

Stainless steal atau bahan lain yang tidak bereaksiterhadap asam.

• Inhibitor, campuran yang dicampurkan kedalam asam

untuk memperlambat laju korosi asam terhadap peralatan

downhole atau pipa.

• Pompa ESP (Electrical Submersible Pump) ataupun pompa

jenis lain yang gunanya untuk memompa asam masukkedalam sumur.

• Coiled Tubing, digunakan sebagai media penghantar asam

dari permukaan masuk kedalam formasi, ukuranya

disesuaikan dengan kebutuhan, namun ukuran yang biasa

digunakan umumnya 1.5” -- 2.5”.

• Spacer, jenis fluida tertentu yang di injeksikan kedalamformasi setelah seluruh asam sudah habis terinjeksi

kedalam formasi. Fungsinya adalah sebagai pengantar

asam untuk sampai ke formasi sasaran dan fluida spacer

adalah fluida yang tidak mempengaruhi kualitas asam.

10. Tahap Kegiatan Penginjeksian


142/151

p g g j

Asam

Preflush

Memompakan asam berkonsentrasi rendah dgn volume

setengah dari volume asam yg sebenarnya

Tujuannya :

Menghilangkan material yg dpt bereaksi dgn HCl

Menghilangkan ion Na2+, Ca2+, dll yg dpt mengendap ketika

bereaksi dgn HF

Mendinginkan formasi agar penetrasi asam maksimal

Spotting

d l k k


143/151

Proses utama dalam penginjeksian asam untuk

memperbaiki permeabilitas batuan.

Pengaruh laju penginjeksian :

Laju penginjeksian rendah : utk memperbaiki formation damage

disekitar sumur

Laju penginjeksian tinggi : utk mendapatkan jangkauan penetrasiasam yang lebih jauh ke dalam formasi

After Flush (Postflush)

Proses pendorongan asam yg masih tersisa di tubingatau pembersihan endapan yang terbentuk setelah

pengasaman.

11 P l t


144/151

11. Peralatan

Mortal dan pastle

Oven

Erlenmeyer

Kertas Saring

Soxhelet Aparatus

ASTM 100 Mesh

12 B h


145/151

12. Bahan

Core (Batu Gamping dan Batu pasir)

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

Larutan indicator methyl orange (1 gram methyl

orange) dilarutkan dalam 1 liter aquades atauair suling.


146/151


147/151

PENENTUAN TEKANAN KAPILER


148/151

2. Bahan


149/151

Fresh Core Gas

3. Penentuan Pc


150/151

Prosedur pengerjaannya panjang banget ces, jadi gkane cantumin disini. Jadi silahkan baca sendiri ya di

modul praktikum.… Yohohohoho~


151/151

~JAZAAKUMULLAH KHAIRAN

KATSIRAN~

Mekanika Reservoir & Praktikum AIB

Documents

Transcript of Mekanika Reservoir & Praktikum AIB