Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 Studi Laboratorium Pengaruh Penggunaan Fluida omplesi CaBr 2 Terhadap Sifat Fisik Batuan Sandstone Sintetik Amry Nisfi Febrian, M. G. Sri Wahyuni, Listiana Satiaati Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti Abstract Completion fluid has a good development in no days. One of some completion fluid is CaBr 2. In this paper ill explain ho the effectivities of this completion fluid to porosity and permeability of sandstone. The influence of CaBr 2 completion fluid to permeability of ater, permeability of crude oil, and ettabilities of sandstone. And than this study can be used for a oil and gas activities. eyords: CaBr 2, Completion Fluid Pendahuluan Pada perkembangan zaman saat ini ada berbagai macam jenis fluida komplesi yang digunakan. Salah satu fluida komplesi yang mulai banyak digunakan adalah CaBr 2. Tujuan dari penulisan tugas akhir ini adalah untuk mengetahui kefektivitasan dan efisiensi penggunaan CaBr 2 sebagai fluida komplesi berdasarkan variabel Spesifik Gravitynya. Dan nantinya dapat dilakukan dalam kegiatan perminyaakan yang sebenarnya. Rumusan Masalah Permasalahan yang akan muncul dalam penelitian ini adalah pengaruh variabel Spesifik Gravity terhadap porositas dan permeabilitas batuan Sandstone. Apakah dalam pengujian ini nantinya memberikan efek yang baik atau buruk terhadap porositas dan permeabilitas batuan Sandstone sintetik. Teori Dasar Fluida omplesipada dasarnya, fluida komplesi berguna untuk menghilangkan padatan yang tersisa di lubang sumur setelah proses pengeboran selesai dilakukan. Fluida komplesi ini menggantikan lumpur pemboran pada saat pengeboran telah selesai dilaksanakan. Fluida komplesi CaBr2 memiliki spesifik gravity sekitar.4-.7 dan ph sekitar 8-9. Dan nantinya akan dilakukan pengujian terhadap poositas dan permeabilitas batuan Sandstone sintetis. Porositas Porositas (ϕ) didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori (pore volume) terhadap volume batuan total (bulk volume). Besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai : Dimana : ϕ = Porositas (%) Vb = Volume batuan total (bulk volume) Vs = Volume padatan batuan total. 42
Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 (volume grain) Vp = Volume ruang pori-pori batuan Berikut ini adalah klasifikasi porositas: Tabel lasifiksi Porositas Permeabilitas Permebilitas batuan (k) merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan dari sifat fisik batuan untuk mengalirkan atau meleatkan fluida melalui pori-pori yang berhubungan tanpa merusak partikel pembentuk atau kerangka batuan tersebut. Adapun skema percobaan permebilitas sebagai berikut: Gambar Skema Percobaan Permeabilitas Pada perhitungannya nilai permeablitas ditentukan sebagai berikut: Dimana : k = Permeabilitas media berpori, darcy Q = Laju aliran, cm 3 /s μ = Viscositas fluida yang dijenuhi, cp A = Luas penampang media, cm 2 43
Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 ΔP = Beda tekanan masuk dengan tekanan keluar, atm Δl = Panjang media berpori, cm Berikut ini adalah klasifikasi peremeabilitas: Tabel 2 lasifiksi Permeabilitas Metodologi Penelitan Metode yang digunakan dalam penelitian ini yaitu menggunakan peralatan laboratorium untuk menghitung permeabilitas dengan alat Hassler Core Holder. Sistematika Percobaan di Laboratorium. Penentuan Bulk Volume Batuan. 2. Penentuan Viskositas. 3. Penentuan Spesific Gravity (4 variasi SG) fluida komplesi. 4. Penentuan ph (Derajat easaman). 5. Penentuan Porositas. 6. Penentuan Permeabilitas Air Formasi sebelum penggunaan CaBr 2 ( ) dengan injeksi. 7. Penentuan Permeabilitas Minyak sebelum penggunaan CaBr 2 (o ) dengan injeksi. 8. Penginjeksian fluida komplesi CaBr 2 dengan posisi core dibalik dari kondisi aal, selama ± jam. 9. Proses Aging, yaitu penjenuhan sampel batuan dan pemanasan fluida komplesi dengan menggunakan oven yang diatur pada temperatur 25 o C (dengan asumsi temperatur reservoir) selama ± jam. 0. Mengukur dan menghitung nilai porositas dan permeabilitas batuan Sandstone setelah proses Aging.. Penentuan Permeabilitas Air Formasi setelah proses Aging ( W2 ). 2. Penentuan Permeabilitas Crude Oil setelah proses Aging ( O2 ). 3. Membandingkan hasil aal antara W dan O dengan W2 dan O2. Hasil Percobaan di Laboratorium Berdasarkan pengukuran, perhitungan, dan analisa di laboratorium dimana nilai porositas sampel batuan sebelum dan sesudah dilakukan proses Aging adalah sebagai berikut: 44
(md) Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 Tabel 3 Porositas Sampel Batuan Sandstone Aal Setelah didapat nilai permeabilitas aal dilakukan juga pengujian porositas batuan setelah proses Aging dimana menghasilkan sebagai berikut: Tabel 4 Porositas Sampel Batuan Sandstone Setelah Proses Aging Dapat dilihat berdasarkan perbandingan porositas batuan sampel tidak mengalami perubahan yang signifikan atau bisa dikatakan identik. Selanjutnya dilakukan pengujian permeabilitas aal dari air formasi dan crude oil, permeabilitas sampel batuan setelah proses Aging, serta pengaruh terhadap ettability dari sampel batuan sandstone. Untuk sampel menggunakan SG CaBr 2.4, dimana menghasilkan perbandingan dan 2 sebagai berikut: 25 23 22 2 20 (Water) 0 250 500 750 000 250 500 750 2000 Gambar 2 Grafik Perbandingan dan 2 sampel Selain itu untuk perbandingan nilai o dan o 2 sampel adalah sebagai berikut: 45
(md) r o (md) Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 74 70 66 62 58 54 50 46 ( Oil ) 0 500 000 500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 o Gambar 3 Grafik Perbandingan o dan o 2 sampel Dan untuk perbandingan imbibisi dari sampel ini adalah sebagai berikut: 4 r dan ro vs S, (Sampel, SG 4 CaBr2.4) r 20 30 40 S (%) 50 60 70 Gambar 4 Grafik Perbandingan r dan ro dengan r 2 dan ro 2 vs S Sampel Untuk sampel 2 menggunakan SG CaBr 2.5, dimana menghasilkan perbandingan dan 2 sebagai berikut: 28 26 22 20 (Water) 0 200 400 600 800 000 200 400 600 Gambar 5 Grafik Perbandingan dan 2 sampel 2 46
(md) r o (md) Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 Selain itu untuk perbandingan nilai o dan o 2 sampel 2 adalah sebagai berikut: 78 74 70 66 62 58 54 50 46 (Oil) 0 250 500 750 000 250 500 750 2000 2250 2500 Gambar 6 Grafik Perbandingan o dan o 2 sampel 2 o Dan untuk perbandingan imbibisi dari sampel 2 ini adalah sebagai berikut: 4 r dan ro vs S, (Sampel 2, SG 4 CaBr2.5) r 20 25 30 35 40S 45 (%) 50 55 60 Gambar 7 Grafik Perbandingan r dan ro dengan r 2 dan ro 2 vs S Sampel 3 Untuk sampel 3 menggunakan SG CaBr 2.6, dimana menghasilkan perbandingan dan 2 sebagai berikut: 44 40 36 32 28 (Water) 0 250 500 750 000 Gambar 8 Grafik Perbandingan dan 2 sampel 3 47
(md) r o (md) Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 Selain itu untuk perbandingan nilai o dan o 2 sampel 3 adalah sebagai berikut: 62 58 54 50 46 42 38 34 30 (Oil) 0 500 000 500 2000 2500 3000 3500 4000 Gambar 9 Grafik Perbandingan o dan o 2 sampel 3 o Dan untuk perbandingan imbibisi dari sampel 3 ini adalah sebagai berikut: 4 0,76 r dan ro vs S, (Sampel 3, SG 4 CaBr2.6) 0,76 r 0,74 0,74 5 20 25 30 35 40 45 50 55 60 S (%) Gambar 0 Grafik Perbandingan r dan ro dengan r 2 dan ro 2 vs S Sampel 3 Untuk sampel 4 menggunakan SG CaBr 2.7, dimana menghasilkan perbandingan dan 2 sebagai berikut: 28 20 6 2 8 4 0 (Water) 0 250 500 750 000 250 500 750 2000 aktu (s) Gambar Grafik Perbandingan dan 2 sampel 4 48
r o (md) Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 Selain itu untuk perbandingan nilai o dan o 2 sampel 4 adalah sebagai berikut: 28 20 6 2 8 4 0 (Oil) 0 250 500 750 000 250 500 750 2000 2250 2500 Gambar 2 Grafik Perbandingan o dan o 2 sampel 4 Dan untuk perbandingan imbibisi dari sampel 4 ini adalah sebagai berikut: 4 r dan ro vs S, (Sampel 4, SG CaBr2.7) 0,76 0,74 0,77 r 0,72 0,72 0 5 0 5 20 25 30 35 40 45 50 55 60 S (%) Gambar 3 Grafik Perbandingan r dan ro dengan r 2 dan ro 2 vs S Sampel 4 Pembahasan Pembahasan hasil penilitian dalam tugas akhir ini mengacu pada bahasan perhitungan nilai perubahan permeabilitas dari batuan sampel. Dalam meningkatkan nilai permeabilitas ini dilakukan dengan cara menginjeksikan fluida komplesi Calcium Bromite (CaBr2) kedalam batuan tersebut untuk menahan tekanan formasi setelah tahap pemboran. Penelitian kali ini difokuskan untuk membahas permeabilitas sebelum diinjeksikan larutan Calcium Bromite (CaBr2) sampai dengan setelah diinjeksikan larutan tersebut dengan variasi konsentrasi dari SG yang berbeda kedalam tiap sampel batuan. Bab V ini membahas hasil pengujian tentang pengaruh injeksi Calcium Bromite (CaBr2). Untuk mendapatkan permeabilitas tiap sampel, terlebih dahulu dilakukan analisa batuan meliputi perhitungan porositas, bulk volume (Vb), pengukuran panjang (L) dan pengukuran diameter (D) sampel sedangkan pada fluida komplesi dan minyak meliputi pengukuran volume, viscositas, SG, dan ph sebagai contoh pada sampel. Pada pengukuran porositas mengunakan 4 sampel, yaitu : Sampel, Sampel 2, Sampel 3, dan Sampel 4 pada batuan sandstone sintetis. Volume pori pada batuan sintetis tersebut relatif sama yaitu sekitar 9% nan, sehingga didapat porositas pada Sampel sebesar 9.542%, pada Sampel 2 sebesar 7.722%, pada Sampel 3 sebesar 9.539%, dan pada Sampel 4 sebesar 9.88%. Nilai porositas pada tiap sampel rata-rata lebih dari 2% sehingga dikategorikan cukup baik. Porositas sangat berpengaruh terhadap permeabilitas batuan, tetapi batuan yang mempunyai porositas baik tidak selalu memiliki nilai permeabilitas yang baik. emudian batuan yang memiliki permeabilitas baik selalu mempunyai porositas yang baik. Maka perlu dianalisa permeabilitas dari sampel batuan teserbut. 49
Seminar Nasional Cendekiaan 205 ISSN: 60-8696 esimpulan Berdasarkan hasil penelitian batuan sintetis pada laboratorium, maka didapatkan kesimpulan :. Hasil perhitungan porositas pada batuan sanstone sintesis tersebut didapat nilai untuk sampel sebesar 9.542%, untuk sampel 2 sebesar 7.772%, untuk sampel 3 sebesar 9.539%, dan untuk sampel 4 sebesar 9.88%. 2. Hasil perhitungan ph CaBr2 didapatkan untuk SG.4 sebesar 8.97, untuk SG.5 sebesar 8.79, untuk SG.6 sebesar 8.59, dan untuk SG.7 sebesar nilai 8.2 yang didapat dari alat ph meter elektrik. 3. Hasil Pengukuran pada sampel batuan sandstone sintetis tersebut didapatkan hasil persentase nilai kenaikan permeabilitas dari masing-masing sampel batuan yaitu : - Diinjeksikan dengan SG CaBr2.4 mengalami kenaikan hingga 34%. - Diinjeksikan dengan SG CaBr2.5 mengalami kenaikan hingga 36%. - Diinjeksikan dengan SG CaBr2.6 mengalami kenaikan hingga 43%. - Diinjeksikan dengan SG CaBr2.7 mengalami kenaikan hingga 37%. 4. Sesuai dengan hasil perhitungan nilai permeabilitas, maka fluida komplesi CaBr2 yang paling efektif untuk batuan dengan SG.6 Daftar Pustaka Adim, Herlan dkk., Penuntun Praktikum Analisa Batuan Reservoir, Universitas Trisakti, Fakultas Teknologi ebumian dan Energi Universitas Trisakti, Jakarta. 2007. Allen, T.O., Thomas, and Roberts, A. P., Production Operation I Well Completion, Work Over, and Stimulation, Oil and Gas Consultant International Inc, Tusla, 978. Penuntun Praktikum imia Dasar, Laboratorium imia Fakultas Teknologi ebumian dan Energi Universitas Trisakti. Rubiandini, Rudi, Teknik Operasi Pemboran I, Institut Teknologi Bandung, Bandung. 202. Said, Lestari, dkk., Petunjuk Praktikum Analisa Minyak dan Gas Bumi, Laboratorium Analisa Fluida Reservoir Fakultas Teknologi ebumian dan Energi, Jakarta. 2007. http://.freepatentsonline.com/y200/030500.html https://id-id.facebook.com/belajarimiafisikamatematikasma/posts/322085067932304 50