Bab 7 Fadlurrahman Naufal S 113170044.docx

7.6.

HASIL ANALISA DAN PERHITUNGAN

7.6.1. Hasil Percobaan Vb = 60 cc ; Vp = 10 cc Tabel VII-1 Hasil Percobaan Mercury Injection Capilary Pressure Apparatus

No

Indikator

Correct

Indikator

Pressure

Pressure

Pressure

Volume of Volume

(atm)

(atm)

Mercury

Correction Mercury

injection

(cc)

(cc)

Actual

Mercury

Volume of Saturati on (%)

Injection (cc)

1

0,361

0,411

1,95

0,0258

1,9242

19,242

2

0,37

0,42

1,9

0,0260

1,8740

18,740

3

0,38

0,43

1,89

0,0262

1,8638

18,638

4

0,394

0,444

1,82

0,0268

1,7932

17,932

5

0,412

0,462

1,72

0,0272

1,6928

16,928

6

0,425

0,475

1,62

0,0278

1,5922

15,922

7

0,439

0,489

1,6

0,0280

1,5720

15,720

Keterangan : 1. Kolom 1 dan kolom 3 didapat dari percobaan 2. Kolom 2 = kolom 1 + 0,05 atm ( Mercury Hydrostatic Head Correction ) 3. Kolom 4 didapat dari grafik pressure volume correction vs tekanan yang diambil dari kolom 1 4. Kolom 5 = kolom 3- kolom 4 5. Kolom 6 =

Kolom 5 x 100% Vp

Tabel VII-2 Pressure Volume Correction Pressure ( atm )

Volume ( cc )

0,001

0

0,007674

0,005

0,041944

0,01

0,108094

0,015

0,203671

0,02

0,337105

0,025

0,502027

0,03

0,646885

0,035

0,783304

0,04

0,884514

0,045

0,94645

0,05

0,98333

0,055

1

0,06

7.6.2. Perhitungan Menghitung Mercury Saturation ( MS ) MS = ( Actual Volume of Mercury Injection : Vp ) x 100 % MS 1 = ( 1,9242 : 10 ) x 100 %

= 19,242 %

MS 2 = (1,8740 : 10 ) x 100 %

= 18,740 %

MS 3 = (1,8638 : 10 ) x 100 %

= 18,638 %

MS 4 = (1,7932 : 10 ) x 100 %

= 17,932 %

MS 5 = (1,6928 : 10 ) x 100 %

= 16,928 %

MS 6 = (1,5922 : 10 ) x 100 %

= 15,922 %

MS 7 = (1,5720 : 10 ) x 100 %

= 15,720

7.6.3. Grafik

Pressure Volume Correction 160 140

Pressure, atm

120 100 80

Pressure Volume Corecction

60 40 20 0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

Volume, cc Grafik 7.1 Pressure vs Volume

1

1.2

7.7.

Pembahasan Praktikum ini berjudul “Penentuan Tekanan Kapiler”. Tujuan dari

dilakukannya praktikum ini adalah untuk mengetahui besarnya tekanan kapiler pada suatu sampel batuan sehingga dapat ditentukan persebaran dari saturasi fluidanya. Tekanan kapiler didefiniskan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur (dapat berupa cairan - cairan atau gas - cairan) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fasa yang tidak membasahi (non wetting phase) dengan fasa yang membasahi (wetting phase. Secara teori pada percobaan ini, fasa yang tidak membasahi yaitu udara dan fasa pebasahnya berupa mercury, dengan demikian semakin besar saturasi mercury maka semakin banyak pori batuan yang terisi udara. Tekanan kaliper dapat terjadi karena adanya efek kapilaritas, yaitu pristiwa dimana fluida bersifat lebih membasahi daerah fluida yang kurang membasahi, sehingga dapat menyebabkan terbentuknya daerah transisi dimana variasi saturasi fluida dalam batuan secara vertikal. Pada grafik Pc vs Sw permeabilitas memiliki peranan penting dalam terbentuknya zona transisi pada minyak dengan air. Apabila permeabilitas memiliki nilai yang besar maka zona transisi yang terbentuk pada grafik Pc vs S wakan semakin kecil, begitu pulasebaliknya. Garis Drainage pada grafik ini menunjukkan suatu kejadian dimana fluida yang tidak membasahi mendorong fluida yang membasahi dan mengisi tempat yang sebelumnya terisi oleh fluida yang membasahi. Hal ini terjadi saat masa migrasi minyak kedalam reservoir. Minyak mendorong air dan menempati lapisan yang dulunya terisi air. Garis Imbibition pada grafik ini menunjukkan kejadian dimana fluida yang membasahi mendorong fluida yang tidak membasahi. Hal ini terjadi saat kegiatan produksi minyak berlangsung. Air akan mendorong minyak pada saat minyak di produksi, sehingga air akan menempati tempat yang dulunya terisi oleh minyak. Adanya kendala teknis, praktikum kali ini tidak dapat dilakukan sehingga hanya dijelaskan prosedur percobaan secara teori. Prinsip kerja dari praktikum ini adalah pengukuran tekanan kapiler dari sampel core batuan melalui penginjeksian

mercury. Alat yang digunakan adalah mercury injection capillary pressure apparatus. Langkah pertama alat harus dikalibrasi terlebih dahulu dengan ukuran standar untuk medapatkan hasil pengukuran yang akurat. Kalibrasi ditujukan untuk menentukan volume picnometer, bila terjadi perubahan volume picnometer dan mercury akibat dari penggunaan tekanan yang besar, oleh karena itu harus dilakukan pressure value correction. Data pada indicator pressure dan indicator volume of mercury injection didapat dari hasil pengukuran dengan menggunakan alat yaitu mercury injection capilary apparatus Aplikasi lapangan dari percobaan ini adalah untuk mengetahui persebaran saturasi fluida dalam reservoir yang berguna untuk menentukan besarnya cadangan yang ada di reservoir. Besar kecilnya zona transisi juga dapat mempengaruhi besarnya OOIP, karena semakin besar zona transisi maka semakin kecil OOIP. Karena apabia zona transisinya besar berarti reservoir yang terisi dengan minyak murni sedikit. Begitu pula sebaliknya, semakin kecil zona transisi semakin besar OOIP.

7.8.

Kesimpulan 1. Tujuan dari dilakukannya praktikum ini adalah untuk mengetahui besarnya tekanan kapiler pada suatu sampel batuan sehingga dapat ditentukan persebaran dari saturasi fluidanya. 2. Tekanan kapiler didefiniskan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur ( dapat berupa cairan cairan atau gas - cairan ) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka. 3. Pada grafik Pc vs Sw permeabilitas memiliki peranan penting dalam terbentuknya zona transisi pada minyak dengan air. Apabila permeabilitas memiliki nilai yang besar maka zona transisi yang terbentuk pada grafik Pc vs S wakan semakin kecil, begitu pulasebaliknya. 4. Aplikasi lapangan dari percobaan ini adalah untuk mengetahui persebaran saturasi fluida dalam reservoir yang berguna untuk menentukan besarnya cadangan yang ada di reservoir. Besar kecilnya zona transisi juga dapat mempengaruhi besarnya OOIP, karena semakin besar zona transisi maka semakin kecil OOIP. Karena apabia zona transisinya besar berarti reservoir yang terisi dengan minyak murni sedikit. Begitu pula sebaliknya, semakin kecil zona transisi semakin besar OOIP.