Pf .docx

Nama : Edric Edsel Filbert Nim

: 113170073

Kelas : A

CORING DAN CORE ANALISIS A. DESKRIPSI CORING DAN ANALISA CORING Coring adalah proses pengambilan sample atau contoh batuan dari dalam lubang bor. Core analysis merupakan contoh tahapan analisa setelah contoh batuan bawah permukaan (core) diperoleh. Tujuannya untuk mengidentifikasikan karakteristik bbatuan bawah permukaan yang diwakili oleh core yang di ambil. Hasil analisa akan mendeskripsikan sifat-sifat petrofisik yang akan digunakan dalam karakterisasi reservoir. Data-data yang didapat dari core: - Data Analisa inti batuan secara kualitatif - Data Analisa inti batuan secara kuantitaif Peralatan coring terdiri dari : 1. Core bit : adalah pahat yang khusus untuk coring berbeda dengan pahat pemboran biasa. Pahat biasa menghancurkan batuan menjadi cutting/ssrpih akan tetapi

core bit akan

memotong batuan berbentuk silinder. Pemilihan jebis core bit tergantung pada batuan formasi yang akan diambil contohnya. Dibawah ini salah satu contoh core bit dan rangkaian alat coring

Gambar 1.Rangkaian peralatan coring

2. Core Barrel : alat ini berfungsi untuk tempat contoh yang diperoleh dari coring yang dapat

menjaga

keutuhan

core

dan

melindungi

core

darui

pengaruh

luar

misalnyakontaminasi dengan lumpur, tekanan/beban dan lain sebagainya. Barrel ini terletak diatas pahat ( cor bit) ada outer barrel ada inner barrel. 3. Core Catcher : berfungsi untuk menahan core/contoh batuan agar tidak jatuh dari inner barrel.

B. METODE PENGAMBILAN CORE 1. Bottom Hole Coring Coring yang dilakukan bersamaan dengan proses pemboran, sampel di ambil pada dasar lubang. a. Konvensional drag bit coring Keuntungan : -

Ukuran diameter core besar hampir sseperti ukuran lubang bor

-

Presentasi perolehan core formasi tinggi

-

Dapat digunakan pada sebagian besar formasi, dan tidak membutuhkan peralatan

Kerugian :

-

Pentingnya proses pencabutan drill pipe untuk menjaga kondisi core setelah tiap core dipotong

Gambar 2. Rotary core barrel (From Moody)

b. Diamond bit coring Keuntungan : -

Umur bit lebih panjang

-

Kemungkinan pemotongan sampai 90ft core setiap running

-

Presentase perolehan core tinggi

-

Diameter core besar

-

Dapat disesuaikan untuk berbagai formasi

Kerugian : -

Mahalnya bit dan core barrel

-

Kondisi operasi yang layak dalam penggunaan metode ini

-

Setiap akan mengambil core dari barrel dilakukan round tip

-

Membutuhkan operator yang mengetahui operasional diamond coring

c. WireLine Coring Pengambilan core dilakukan dengan menggunakan kabel. Tidak perlu mencabut rangkaian pip bor pada saat mengambil core dari core barrel. Kerugian : -

Metode initerbatas pada formasi lunak

-

Presentasi perolehan core rendah

-

Diameter core lebih kecil

Keuntungan : Biaya jauh lebih murah

Gambar 3. (kiri) Contoh side wall coring, (tengah) contoh diamond bit yang digunakan pada konvensional coring, (kanan) contoh drag and roller bit yang digunakn pada konvensional coring

2. SideWall Coring Pada metode ini, sampel batuan diambil dari dinding sumur yang telah dibor terlebih dahulu pada kedalaman tertentu. Pengambilan core dilakukan saat pemboran dihentikan sementara, dengan cara menurunkan peralatan core, yang dilengkapi dengan peluru yang berlubang (sebagai tempat core) dan diikatkan pada kawat baja (wireline). Peluru-peluru tersebut dioperasikan secara elektris dari permukaan dan dapat ditembakkan secara simultan baik bersama-sama atau sendiri-sendiri. Dengan menembusnya peluru kedalam dinding lebiang bor maka core akan terpotong dan terlepas dari formasi. Dengan adanya kabel baja yang berhubungan dengan peluru, maka peralatan sidewall coring beserta core dapat diangkat ke permukaan. Ukuran core yang didapat dengan cara ini mempunyai diameter ¾ - 13/16 inci dan panjangnya hanya 2 ¼ inci. Keuntungan dari metode ini adalah mendapatkan sampel pada kedalaman berapa pun setelah lubang dibor dan dapat membantu interpretasi log.

Gambar 4.Pengambilan core menggunakan Wireline layne rock drilling truck (kiri), core barrel yang berisi core (tengah), core untuk dianalisa (kanan).

Gambar 5. (Kiri )Sidewall coring gun (Schlumberger) (Kanan) Rubber sleeve core barrel (Christensen)

C. PENANGANAN CORE (CORE HANDLING) Penanganan core adalah semua proses yang dilakukan setelah core sampai dipermukaan. Penanganan meliputi : 

Pemotongan



Pembungkusan



Pemberian label

a. Pemotongan Setelah sampai dipermukaan core dikeluarkan dari barrel dan dipotong setiap 3ft (±1 meter) dengan menggunakan core cutter.Tujuan pemotongan ini agar memudahkan

dalam pengangkutan ke laboratorium. Kemudian disusun dalam box dan diberi tanda top dan bottomnya. b. Pembungkusan Tujuan dari pembungkusan adalah agas isi core tidak mengalami perubahan fluida serta terjadi kerusakan selama proses pengangkutan. Pembungkusan dapat dibungkos dengan -

Lilin : core dibungkus dengan plastic tipis kemudian dibungkus dengan kertas almunium dan diberi label diikat dengan tali dan dicelupan dalam lilin

-

Pipa PVC : dilakukan dengan memasukkan core kedalam pipa PVC dan kedua ujungnya ditutup rapat

-

Fibere Glass :fiber glass sudah terpasang pada core barrel sehingga saat dipermukaan sudah berada dalam pipa fiber glass. Kemudian core dipotong dan diinjeksikan resin dengan maksud untuk menjaga core agar tidak mengalami goncangan selama transportasi dan ujunya ditutup rapat.

c. Pemberian Label Tujuan pemberian label ini agar tidak terjadi kesalahan dalam interpretasi. Pelabelannya antara lain nama sumur, kedalaman, lapangan, nomor core, tanda panah top dan bottom.

Gambar 6. Pembungkusan dan pemberian label hasil core

D. FAKTOR – FAKTOR YANG MEMPENGARUHI KONDISI CORE Idealnya core yang didapat mempunyai kondisi yang sama seperti sebelum diambil (in-situ). Tetapi hal itu tidak mungkin diperoleh karena selama proses pemboran dan pengangkatan core permukaan akan terjadi perubahan pada core dan kandungannya. Ada 2 faktor penyebab terjadinya perubahan core, yaitu 1.) Adanya pembilasan (flushing) oleh lumpur pemboran saat operasi coring sehingga menyebabkan kandungan hidrokarbon akan berkurang dan kandungan air meningkat. 2.) penurunan tekanan dan temperatur. Adanya penurunan tekanan dan temperature menyebabkan gas yang terlarut dalam minyak akan terbebaskan. Peristiwa tersebut adalah gambaran miniatur dari “Dissolved Gas Drive” (sehingga gas terbebaskan tersebut akan mendorong minyak dan air keluar dari pori). Akibatnya saturasi fluida dalam core yang sampai dipermukaan terdiri dari : -

Minyak sisa

-

Sejumlah air yang merupakan jumlah dari filtrate lumpur dan air reservoir

-

Sejumlah gas.

E. PENGAPLIKASIAN HASIL CORE A. Terhadap pemboran 1. Pengaruh zat-zat kimia dalam batuan pada lumpur Pada operasi pemboran kita memerlukan data coring pada lapisan yang dituju terhadap kaitannya dalam pengaruh zat-zat kimia pada lumpur.Lumpur sangat dalam operasi pemboran sehingga perubahan komposisi lumpur pada densitasnya karena pengaruh larutnya zat-zat pada batuan. 2. Sifat – sifat Swelling Clay pada batuan shale mengembang (Swell) jika menggunakan lumpur berbahan dasar water-base mud. Sehingga kita perlu mengetahui data batuan yang bisa didapatkan melalui coring. 3. Pemilihan jenis bit berdasarkan formasi yang akan ditembus Kita perlu mengetahui jenis batuan yang akan ditembus melalui proses coring dalam kaitannya dengan pemilihan jenis bit untuk optimisasi pengeboran. Pemilihan jenis bit yang tepat dapat menghemat waktu untuk menebus formasi batuan, sehingga optimisasi pengeboran dapat dicapai.

B. Terhadap Reserovir 1. Penentuan ketebalan lapisan, dan luas lapisan reservoir untuk menghitung luas total reservoir produktif Untuk menghitung total luas reservoir kita memerlukan data ketebalan lapisan reservoir dan luasnya. Data ini didapatkan dari hasil analisa core pada pengeboran sumur deliniasi untuk menentukan batasan dan tebal luas reservoir tersebut. Pada core tersebut kita akan menganalisa apakan analisa core yang dianalisa mengandung minyak atau tidak. Jika core pada pengeboran deliniasi tersebut mengandung minyak maka reservoir tersebut masih ada dalam batasan reservoir namun jika batuan core yang di analisa tidak terdapat minyak maka sumur tersebut ada diluar reservoir. 2. Penentuan porositas dan saturasi untuk mengetahui OOIP Kita perlu mengetahui nilai porositas dan saturasi untuk mengetahui jumlah minyak mula-mula pada reservoir tersebut (OOIP).

Analisis core lebih dititikberatkan pada analisis sedimentologi dalam penentuan lingkungan pengendapan.Deskripsi core dan analisis petrografi adalah pelengkap analisis core

untuk

menentukan

baberapa

faktor

seperti

lingkungan

pengendapan,pengindentifikasian rekahan dan mineralogi dan pengaruhnya terhadap kualitas batuan dan produksi. a. Pengukuran Porositas Dilakukan dengan menentukan volume pori-pori dan volume bulk batuan. Metode yang digunakan untuk menentukan porositas antara lain: Boyle’s low porosimeter dan saturasi method.

Gambar 7. Porometer untuk mengukur porositas

b. Pengukuran Saturasi Fluida Saturasi adalah volume fluida yang mengisi volume pori dalam perbandingan relatif terhadap volume pori. Didalam reservoir umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, maka perlu diketahui jumlah masing-masing fluida tersebut. Analisis core

pada tahap ini untuk menentukan saturasi fluida dalam bentuk reservoir yang terdiri dari saturasi minyak (So), saturasi air (Sw) dan saturasi gas (Sg) dengan metode destilasi.

Gambar 8. (a) Stark and Deak Destilation apparatus, (b) oven untuk mengeringkan core

c. Permeabillitas Adalah kemampuan batuan untuk mengalirkan fluida melalui pori-pori yang saling berhubungan menyebabkan perubahan susunan partikel pembentukannya.Dasar yang digunakan dalam penentuan permeabilitas adalah dari percobaan yang dilakukan Darcy.Definisi permeabilitas dapat dinyatakan sebagai berikut :

Gambar 9. Liquid permeameter

Gambar 10.gas permeameter

d. Penentuan Tekanan Kapiler Distribusi fluida secara vertical dalam reservoir mmegang peran penting di dalam perencanaan Well Completion.Distribusi secara vertical ini mencerminkan saturasi fluida menempati setiap porsi rongga pori dari batuan tersebut. Adanya tekanan kapiler (Pc) mempengaruhi distribusi saturasi fluida tersebut, maka kontak antara minyak dengan air dan minyak dengan gas di dalam rongga

poritidak terdapat batas yang tajam atau terbentuk zona transisi. Oleh karena air dan gas menempati level tertentu dalam reservoir dapat ditentukan. Dengan demikian distribusi saturasi fluida ini merupakan salah satu dasar untuk menentukan secara efisien letak kedalam sumur yang akan dikomplesi. Untuk menentukan tekanan kapiler pada sampel batuan reservoir dengan menggunakan peralatan Mercury Capilary Pressure Apparatus atau penginjeksian Hg pada kondisi khusus.

Gambar 11.alatMercury Capilary Pressure Apparatus

Analisis tersebut digunakan untuk menentukan: 1.Deskripsi detil batuan sedimen 2.Hubungan dan konektivitas dari matrik dan porositas rekahan 3.Tipe batuan dan karakteristik tekstur 4.Mineralogi dan asal butiran 5.Komposisi mineralogi dari pada matrik dan semen 6.Hubungan antara butiran,semen,matrik dan porositas

e.

Penentuan Wetabilitas Wetabilitas adalah kecenderungan batuan untuk dibasahi oleh salah satu jenis fluida.Berbicara tentang interaksi antara fluida dan padatan, kita harus mengerti secara fisik dan kimia interaksi antara satu fluida dan batuan reservoir, fluida yang berbeda didalam reservoir, satu fluida dan batuan reservoir ketika fluidanya lebih

dari

satu.Reservoir

minyak

umumnya

mempunyai

2-3

fluida

(system

multifasa).Parameter utama menentukan kebasahan adalah sudut kontak yang erat hubungannya dengan surface tension dan adhesion. 1. Wetting Phase : kontinyu dan seluruhnya menutup permukaan batuan. Reservoir umumnya bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir. Fluida yang membasahi akan cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih kecil. 2. Non-wetting phase : tidak kontinyu dan menempati ruang-ruang kecil di antara fasa tidak membasahai yang berhubungan dengan batuan. Fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih besar. Natural gas tidak pernah menjadi wetting phase dalam reservoir hidrokarbon. Besar wetibilitas sangat dipengatuhi oleh beberapa faktor : 1. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir 2. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butiran, maka semakin besar gaya adhesi yang terjadi 3. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat didalam mnyak mentah

Gambar 12. Sudut kontak antarmuka (a) air-udara (b) merkuri-udara (c) kesetimbangan

f. Penentuan Kompresibilitas

Kompresibilitas adalah perbandingan fraksi volume persatuan perubahan tekanan. Pada tekanan reservoir normal, gaya kebawah dari tekanan overbudden harus diimbangi dengan tekanan keatas dari matrik dan fluida.

Jenis-jenis kompresibilitas antara lain: 1. Kompresi matriks 2. Kompresi bulk 3. Kompresi formasi