ANALISA FLUIDA RESERVOIR DI LABORATORIUM

(1)

BUKU PANDUAN

ANALISA FLUIDA RESERVOIR DI LABORATORIUM

DISUSUN OLEH :

Dr. Ir. DEDY KRISTANTO, MT, IPM dan Team

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

(2)

i

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala limpahan berkah dan karunia-Nya sehingga buku panduan ini dapat diselesaikan dengan lancar. Buku panduan ini disusun dengan tujuan untuk dapat membantu mahasiswa dan para pembaca meningkatkan kemampuan di dalam memahami tentang materi Analisa Fluida Reservoir di Laboratorium, dan atau kalangan dunia industri perminyakan sebagai tambahan wacana dari literatur yang sudah ada.

Hal-hal yang disampaikan dalam buku ini merupakan pengetahuan dasar tentang Analisa Fluida Reservoir di Laboratorium, ditulis dengan bahasa yang sederhana dan istilah-istilah yang umum dengan harapan memudahkan untuk dapat dipelajari, dimengerti dan dipahami serta diaplikasikan. Apabila pembaca mempunyai pendapat dan pandangan lain serta saran dan kritik yang sifatnya membangun tentang cakupan materi atau suatu istilah guna lebih menyempurnakan penyusunan buku panduan ini selanjutnya, mohon disampaikan kepada penyusun di alamat :

Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional ”Veteran” Yogyakarta

Jl. Padjajaran 104 (Lingkar Utara) Condongcatur, Yogyakarta - 55283 Telp/Fax. 0274-486056

Email. [email protected]

Ucapan terima kasih yang tulus dan penghargaan yang setinggi-tingginya penyusun sampaikan kepada semua pihak yang telah banyak membantu sehingga penyusunan buku panduan ini dapat diselesaikan. Demikian juga untuk anak-anak dan istri atas dukungannya yang luar biasa selama ini, kiranya mereka suatu saat kelak dapat memahami mengapa penyusun begitu banyak menghabiskan waktu untuk menyelesaikan buku panduan ini.

Akhirnya, semoga buku panduan ini dapat berguna dan bermanfaat bagi para pembacanya, serta dapat turut serta memberikan kontribusi yang nyata dalam pengembangan sumberdaya manusia guna kemajuan industri minyak dan gas bumi di Republik Indonesia dalam upaya mewujudkan Kemandirian dan Ketahanan Energi Nasional. Semoga!!!.

”Urip Iku Urup”

Yogyakarta, Agustus 2020

Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT, IPM dan Team

(3)

DAFTAR ISI

Halaman KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN

i ii iii iv v BAB I.

BAB II.

BAB III.

BAB IV.

BAB V.

BAB VI.

BAB VII.

BAB VIII.

BAB IX.

PENDAHULUAN

PENENTUAN KANDUNGAN AIR MENGGUNAKAN MENGGUNAKAN DEAN & STARK METHOD

PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS & W) DENGAN CENTRIFUGE TABUNG BESAR DAN TABUNG KECIL

PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY

PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU DAN TITIK TUANG PENENTUAN TITIK NYALA DAN TITIK BAKAR

MENGGUNAKAN TAG CLOSED TESTER PENENTUAN VAPOUR PRESSURE

PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA COBA-COBA (TENTATIVE METHOD)

ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

1

4

9 14 18

22 25

29 36

DAFTAR PUSTAKA 44

(4)

iii

DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman

2.1.

3.1.

3.2.

3.3.

4.1.

4.2.

5.1.

5.2.

6.1.

7.1.

8.1.

8.2.

8.3.

8.4.

9.1.

9.2 9.3.

9.4.

9.5.

Dean & Stark Distillation Apparatus Centrifuge Kecil

Centrifuge Besar Centrifuge Tube

Alat Percobaan Specific Gravity Sampel A dan Sampel B

Tabung Kaca + Penutup, Thermometer dan Sampel Cooling Bath

Rangkaian Alat Tag Closed Tester Rangkaian Alat Vapour Pressure

Hubungan Antara Tekanan Reservoir dengan Viskositas pada Temperatur yang Sama

Perbandingan antara Shear Stress dengan Shear Rate

Thermometer, Master Viscometer, Bath, Crude Oil, dan Kerosene Master Viscometer

Air Formasi

Rangkaian Alat untuk Penentuan Kadar Kalsium (Ca) Rangkaian Alat untuk Penentuan Kadar SO4

Indikator Titrasi

Grafik Indeks Stabilisasi CaCO3 vs Temperatur

7 11 12 12 16 16 20 20 23 27 30 30 32 33 38 39 39 40 43

(5)

DAFTAR TABEL

Tabel Halaman

6-1.

9.1.

Tabel Koreksi pada Tekanan Barometer Tabel Konsentrasi Ion

24 41

(6)

v

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran Halaman

A.

B.

C.

D.

E.

F.

G.

Hasil Penentuan Kadar Air (Dean & Stark Method) Hasil Penentuan Kadar Air dan Endapan (BS&W) Hasil Penentuan Specific Gravity

Hasil Penentuan Titik Kabut, Titik Beku dan Titik Tuang Hasil Penentuan Titik Bakar dan Titik Nyala

Hasil Penentuan Vapour Pressure Hasil Penentuan Viskositas Kinematik

45 47 52 58 63 66 71

(7)

BAB I PENDAHULUAN

Kebutuhan permintaan dunia dewasa ini akan sumber energi sangat tinggi. Terlepas dari begitu banyaknya alternatif sumber energi yang lain yang dikembangkan, minyak dan gas bumi masih memerankan peran utama sebagai sumber energi saat ini.

Minyak Bumi (Crude Oil) merupakan campuran dari beberapa senyawa kimia dan bukan merupakan bahan yang uniform, melainkan mempunyai komposisi yang bervariasi dan tergantung lokasi, umur lapangan serta kedalaman sumur. Minyak bumi terbentuk dari siklus alami yang dimulai dari sedimentasi sisa-sisa tumbuhan dan binatang yang terperangkap selama jutaan tahun pada umumnya terjadi jauh di bawah permukaan laut. Material-material organik tersebut berubah menjadi minyak akibat efek kombinasi temperatur dan tekanan di dalam kerak bumi.

Selama selang waktu yang sangat lama tersebut, senyawa organik yang terdekomposisi ini terdeposit dalam pasir, dalam senyawa organik, pada kondisi panas dan tekanan tinggi, dalam perut bumi dan akhirnya membentuk Minyak Bumi. Kumpulan minyak tersebut membentuk reservoir-reservoir minyak.

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi yang terdiri dari hidrokarbon rantai terbuka yang meliputi golongan paraffin dan golongan hidrokarbon tak jenuh serta hidrokarbon rantai yang meliputi golongan sikloparafin dan golongan hidrokarbon aromatik. Senyawa hidrokarbon dapat digolongkan menjadi beberapa golongan diantaranya :

 Golongan Parafin

Golongan ini mempunyai rumus kimia CnH2n+2. Golongan ini memiliki ikatan

(8)

 Golongan Naphtan

Golongan ini memiliki rumus kimia yang sama dengan olefin, yaitu CnH2n.

Naphtan memiliki cincin yang jenuh. Walaupun rumus kiminya sama dengan Olefin, namun naphtan memiliki konfigurasi struktur yang berbeda dengan olefin.

 Golongan Aromatik

Golongan hidrokarbon ini memiliki satu inti benzene atau lebih.

Guna mendapatkan minyak dan gas bumi yang tepat guna dilakukan dengan begitu banyak analisa agar sumber energi ini bisa dimanfaat semaksimal mungkin dengan kerugian dan dampak negatif seminim mungkin. Salah satunya tahapan analisa minyak dan gas bumi yang dilakukan adalah analisa fluida reservoir. Pada tahapan ini dilakukan beberapa analisa fluida reservoir yaitu pengukuran terhadap air, endapan, berat jenis, titik kabut, titik beku, titik tuang, flash point, fire point, viskositas kinematik dan analisa terhadap air formasi.

Analisa fluida reservoir sangan penting dilakukan guna menghindari hambatan- hambatan dalam operasinya. Hal itu juga dapat membantu dalam pencapaian produktifitas secara maksimum dengan baik. Studi dari analisa fluida reservoir ini sangat bermanfaat untuk mengevaluasi atau merancang peralatan produksi yang sesuai dengan keadaan di suatu reservoir, meningkatkan efisiensi, serta guna menunjang kelancaran proses produksi.

Dengan teknik analisa dan perhitungan yang baik pada proses pengolahan minyak akan didapatkan hasil yang baik pula. Hasil analisa Crude Oil juga sangat dipengaruhi oleh cara atau metoda pengambilan sampel fluida, karena fluida yang dihasilkan oleh sumur produksi dapat berupa gas, minyak, dan air. Adapun metoda pengambilan sampel tersebut ada dua cara, yaitu :

1. Bottom hole sampling

Contoh fluida diambil dari dasar lubang sumur. Hal ini bertujuan agar didapat sample yang lebih mendekati kondisi di reservoir.

2. Surface sampling

Pengambilan sample dilakukan di permukaan. Cara ini biasanya dilakukan pada wellhead atau pada separator.

(9)

Analisis terhadap fluida reservoir (antara lain minyak dan air) perlu dilakukan di laboratorium karena hal ini berkaitan erat dengan metode produksi yang kita terapkan.

Analisis dan pembahasan yang dilakukan di laboratorium meliputi : 1. Penentuan kandungan air dengan Dean and Stark Method.

2. Penentuan kandungan air dan endapan (base sediment and water) dengan Centrifuge Method.

3. Penentuan specific gravity.

4. Penentuan titik kabut, titik beku, dan titik tuang.

5. Penentuan titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) dengan Tag Closed Tester.

6. Penentuan viskositas kinematik secara coba-coba (Tentative Method).

7. Penentuan vapour pressure.

8. Analisa kimiawi air formasi.

(10)

BAB II PENENTUAN KANDUNGAN AIR MENGGUNAKAN DEAN & STARK METHOD

2.1. TUJUAN PERCOBAAN

Menentukan kandungan air dari minyak mentah atau crude oil dengan metode Dean

& Stark.

2.2. DASAR TEORI

Air mempunyai kemampuan untuk melarutkan kebanyakan zat-zat organik. Sifat-sifat fisika air adalah :

Titik didih = 100^oC Densitas = 1 gram/ml Berat molekul = 18

Air permukaan dan air produksi mengandung sejumlah zat yang dihasilkan oleh kontak air dengan tanah dan batuan formasi sehingga air melarutkan sejumlah komponen dari tanah dan batuan formasi tersebut. Selain itu air mengandung padatan yang tersuspensi dari gas yang terlarut.

Air dalam minyak dibedakan menjadi 2 (dua) macam, yaitu air bebas dan air emulsi.

Air bebas merupakan air yang terbebaskan dari minyaknya. Air bebas dapat dipisahkan dengan mudah dari minyak melalui metode settling atau pengendapan dalam suatu tempat, dengan cara sentrifugal atau dicampur dengan toluene, atupun kerosene. Lain halnya dengan minyak yang mempunyai kandungan air emulsi, yaitu air yang melayang-layang di dalam minyak (droplet), maka air emulsi memerlukan cara-cara khusus dalam penanggulangannya. Emulsi merupakan sistem dimana 2 (dua) jenis zat cair yang tidak saling campur. Syarat emulsi (C.M.H. Robert) :

1. Adanya dua zat yang tidak saling campur (air dengan minyak).

2. Adanya emulsifying agent.

3. Adanya agitasi.

(11)

Setelah mengetahui penyebab atau syarat terjadinya emulsi, maka hal-hal yang perlu diketahui selanjutnya ialah sifat-sifat emulsi itu sendiri,yaitu:

 Umumnya kadar air emulsi cukup tinggi; hal ini disebabkan penguapan sejumlah air, gas alam sebelum terjadi emulsifikasi pada residu airnya.

Kadar garam yang besar pada fasa cair berpengaruh besarpada gaya permukaan antara cairan minyak dan air.

 Pengemulsian juga dipengaruhi oleh sifat-sifat minyak, semakin besar viscositasnya, residu karbon, dan dan tegangan permukaan minyak semakin terbentuk emulsi

 Semakin lama emulsi terbentuk semakin susah untuk dipisahkan

Setelah memahami syarat-syarat terjadinya emulsi, kemudian sifat-sifat dari emulsi, maka akan mempermudahkita dalam proses pencegahan. Adapun cara mencegah terjadinya peristiwa emulsifikasi ini antara lain:

 Memperkecil tingkat agitasi, misalnya dengan menggunakan anker pada sumur-sumur pompa, mengurangi kecepatan pompa, spasi plunger, dan pompa dianjurkan tenggelam

 Penggunaan zat anti emulsifikasi

 Pemisahan air sebelum terjadinya emulsifikasi

Disamping cara pencegahan emulsi di atas, kita juga dapat melakukan pemisahan jika telah terjadi emulsifikasi, yaitu dengan menggunakan metode-metode berikut:

 Metode Gravitasi settling (gaya berat)

 Metode pemanasan/heating (heat treatment)

 Metode elektrik (electrical dehydration)

 Metode kimiawi (chemistry dehydration)

 Metode sentrifugal

 Metode destilasi

 Metode absorbsi

(12)

pemanasan tadi, sehingga akan mengembun, dan akan tertampung di dalam water trap, sehingga akan dapat diketahui volume air yang terlarut di dalam crude oil tersebut.

Kandungan air ini perlu ditentukan agar bisa diketahui berapa presentase kandungan air ini didalam minyak bumi melalui percobaan di laboratorium. Biasanya minyak bumi yang ditentukan kandungan airnya dengan cara ini berasal dari crude oil yang sudah ada didalam tangki. Salah satu fungsi dari penentuan kandungan air ini yaitu digunakan untuk melihat kualitas crude oil yang nantinya akan dapat berhubungan dengan harga jualnya. Jika kandungan airnya banyak maka mutu dari crude oil tersebut adalah jelek sehingga harga jualnya semakin rendah ataupun sebaliknya.

2.3. ALAT DAN BAHAN 2.3.1. Alat

1. Condensor 2. Receiver

3. Ground flask joint 4. Electrical oven 5. Beker Gelas

2.3.2. Bahan

1. Sampel minyak mentah ( crude oil ).

2. Toluena 3. Kerikil 4. Air

(13)

2.3.3. Gambar Alat

Gambar 2.1. Dean & Stark Distillation Apparatus

Keterangan : 1. Condensor 2. Water Trap

3. Ground Flask Joint 4. Electrical Oven

(14)

2.4. PROSEDUR PERCOBAAN

1. Mensirkulasikan air kedalam peralatan.

2. Membersihkan alat, memastikannya dalam keadaan bersih dan siap digunakan.

3. Mengambil sample ( minyak ringan / berat ) 25 ml.

4. Menambahkan kedalam solvent ( toluena ) 25 ml.

5. Memasukkan campuran tersebut kedalam flask.

6. Menghubungkan electrical oven dengan arus listrik dan setelah beberapa jam memastikan telah terjadi kondensasi.

7. Mangamati proses kondensasi dengan adanya air yang terdapat dalam water trap.

8. Jika pada water trap sudah tidak ada penambahan air lagi, maka melaporkan

% air dengan Dean & Stark Method

9. Menghitung kandungan air ( % ) dengan rumus : Kandungan air ( % ) =

Sampel Volume

Air

Volume x 100 %

(15)

BAB III PENENTUAN KANDUNGAN AIR DAN ENDAPAN (BS&W) DENGAN CENTRIFUGE TABUNG BESAR DAN TABUNG KECIL

Untuk menentukan kadar air dan endapan dari crude oil dengan menggunakan centrifuge tabung besar dan centrifuge tabung kecil.

Sumur-sumur minyak atau crude oil yang dapat menghasilkan minyak yang bersih dengan hanya sejumlah zat-zat tambahan, tetapi dilain pihak sumur-sumur dapat menghasilkan air yang relatif besar atau padatan yang jumlahnya besar pula.

Sejumlah sumur akan sedikit sekali memproduksi gas, sedangkan yang lain banyak sekali memproduksi gas. Kemungkinan untuk memisahkan air dan padatan yang melayang-layang (suspensi) terutama karena permintaan dari perusahaan pipa minyak agar minyak atau crude oil yang dikehendaki ditransport tidak mengandung lebih dari 2% - 3% air dan padatan.

Zat-zat padat yang terdapat dalam minyak atau crude oil biasanya adalah pasir dan serpih, yang mana pada umumnya terdapat pada minyak-minyak atau crude oil yang diproduksikan pada formasi porous yang tak tersemenkan. Zat-zat padatan ini dapat menyebabkan gangguan dan kerugian pada produksi minyak atau crude oil.

Minyak yang kita produksi ke permukaan sering kali tercampur dengan sedimen- sedimen yang dapat mempengaruhi proses/laju produksi, untuk itu endapan tersebut

(16)

 Di Lapangan

Kalau pemboran dilakukan di daratan maka dibuatkan kolam-kolam pengendapan, sedangkan jika pemboran di lepas pantai maka di samping dilakukan di separator juga dilakukan pemisahan dengan zat-zat kimia tertentu.

Suatu suspensi atau campuran yang berada pada suatu tempat (tabung) apabila diputar dengan kecepatan tertentu, dengan gaya sentrifugal dan berat jenis yang berbeda akan saling pisah, dimana zat dengan berat jenis yang lebih besar akan berada di bawah dan zat dengan berat jenis rendah berada di atas.

Dalam suatu proses produksi, air dan padatan-padatan yang terbawa atau ikut terproduksi bersama minyak, harus dipisahkan. Air yang terproduksi dapat mengganggu proses perfinary. Sedangkan padatan yang ikut terproduksi biasanya adalah pasir dan serpih, itu dapat mengganggu alat produksi. Hal ini disebabkan oleh karena batuan yang unconsolidated dan porous. Butir-butir ini sedemikian kecilnya sehingga dapat lolos dari saringan dan mengendap di bawah sumur.

Untuk pemisahan zat-zat padat dari minyak berat misalnya, dapat dilakukan dengan centrifuge karena jenis minyak berat penguapannya rendah atau kecil sehingga fraksi minyak yang hilang kecil atau sedikit. Pemisahan minyak dari air dan padatan pada waktu produksi mempunyai maksud yaitu Mencegah Korosi dan Mencegah terbentuknya Scale.

Dengan metode centrifuge ini, air yang densitasnya lebih besar atau lebih tinggi berada di atas sedangkan minyak yang densitasnya lebih rendah berada di bawahnya, pasir dan padatan lainnya cenderung untuk mengikuti air walaupun padatan yang lebih besar akan tertinggal dalam centrifuge. Centrifuge mempunyai kelebihan antara lain :

 Waktu yang diperlukan untuk memisahkan air dan minyak serta endapan lain lebih singkat dari pada Dean and Stark Method.

 Pemindahan alat sangat mudah dilakukan.

 Penguapan yang terjadi sangat kecil karena yang dipakai adalah sistem tertutup.

(17)

3.3. ALAT DAN BAHAN 3.3.1. Alat :

1. Centrifuge tabung besar.

2. Centrifuge tabung kecil.

3. Centrifuge tube 100 ml.

4. Transformer

3.3.2. Bahan :

1. Minyak mentah ( berat dan ringan ).

2. Toluena

Gambar 3.1. Centrifuge Kecil 1

2

(18)

Gambar 3.2. Centrifuge Besar Keterangan :

1. Transformer 2. Centrifuge Besar

Gambar 3.3. Centrifuge Tube Keterangan :

1. Centrifuge tabung Kecil 2. Centrifuge tabung Besar

2 1

(19)

3.4.1. PROSEDUR PERCOBAAN UNTUK TABUNG BESAR 1. Menyiapkan sample minyak 100 ml.

2. Memasukkannya ke dalam centrifuge tube dalam posisi berpasangan.

3. Memasukkan centrifuge tube ke dalam centrifuge.

4. Menghubungkan dengan transformator.

5. Mengatur timer dalam 10 menit.

6. Mengatur regulator pada posisi 8, dan membaca RPM

7. Setelah timer berhenti, menunggu beberapa saat sampai putaran centrifuge berhenti.

8. Mengambil centrifuge tube dan membaca BS & W dalam porsen

3.4.2. PROSEDUR PERCOBAAN UNTUK TABUNG KECIL

1. Mengambil 5 ml sampel, menambahkan toluena/bensin sebagai demulsifier sampai batas tabung, menutup dan menggoncangkan dengan kuat hingga campuran benar-benar homogen kurang lebih 10 menit.

2. Memasukkan tabung kedalam centrifuge dan putar kurang lebih 10 menit dengan kecepatan yang dihitung dengan persamaan :

RPM = 265(Ref/d)^0.5

Ref = relatif centrifuge force diambil 500 - 600

D = diameter sayap (string) dalam inchi yang diukur dari puncak tabung yang berlawanan, kalikan dalam posisi tabung berputar.

3. Membaca dan mencatat kombinasi volum dari kandungan air dan sedimen di dasar tabung dengan pembacaan skala 0.05 ml, 0.1 ml dan 1 ml.

(20)

BAB IV PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY

Menentukan besar specific gravity atau berat jenis minyak pada beberapa sampel pada temperatur 60 F. Dengan mengetahui nilai specific gravity, kita dapat menentukan nilai ºAPI untuk mengetahui jenis crude oil yang dijadikan sampel. Apakah termasuk minyak berat, minyak sedang, minyak ringan, atau gas.

4.2.1. DASAR TEORI

Spesific Gravity atau berat jenis cairan hidrokarbon (minyak) didefinisikan sebagai perbandingan antara densitas minyak dengan air yang diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Biasanyla Specific Gravity digunakan dalam pembicaraan tentang sifat fisik cairan yaitu Specific Gravity pada temperatur 60 F dan tekanan atmosfer pada 14,7 psia. Specific Gravity dapat dituliskan dengan persamaan:

……….… (4-1)

Sedangkan berat jenis adalah salah satu sifat fisika fluida hidrokarbon yang dalam dunia perminyakan dinyatakan dalam Specific Gravity (SG) atau dengan

oAPI (Americans Petroleum Institute). Hubungan SG minyak dan derajat API dinyatakan :

……….... (4-2)

Kualitas minyak salah satunya ditentukan oleh Specific Gravity. Semakin kecil berat jenis (SG) dari minyak tersebut maka akan diperoleh ^oAPI yang besar.

(21)

Semakin besar ^oAPInya maka minyak semakin berharga karena mengandung bensin, begitu pula sebaliknya. Minyak dengan ^oAPI rendah kurang bagus karena banyak mengandung residu atau lilin.

HargaAPI untuk berat jenis minyak antara lain :

 Minyak berat = 10 - 20 API

 Minyak sedang = 20 - 45 API

 Minyak ringan = 45 - 50 API

 Gas = > 50 ^oAPI

Dewasa ini dari minyak berat pun dapat dibuat bensin lebih banyak dengan sistem cracking dalam penyulingan, tetapi memerlukan biaya yang lebih tinggi.

Percobaan ini dilakukan dengan menggunakan Hydrometer yang didesain dengan bentuk dan berat tertentu sehingga mendekati densitas minyak yang akan diuji. Alat ini dilengkapi dengan skala pembacaan sampai puluhan derajat Baume atau API unit. Ada hydrometer yang khusus, disebut Thermohydrometer yang terdiri dari thermometer yang dipasang di bagian bawah hydrometer tersebut, yang dipakai untuk mendeterminasikan Specific Gravity dan temperatur minyak secara langsung dengan satu alat saja.

1. Gelas ukur 500 ml

2. Hydrometer ( skala 0,8-0,85 dan 0,85-0,9) 3. Thermometer

4.3.2. Bahan

1. Crude oil (minyak mentah)

(22)

Gambar 4.1. Alat Percobaan Specific Gravity Keterangan:

1. Hydrometer 2. Thermometer

Gambar 4.2. Sampel A dan Sampel B 2

1

(23)

Untuk menentukan berat jenis minyak : 1. Mengambil sampel minyak 500 ml.

2. Memasukkan kedalam gelas ukur

3. Memasukkan hydrometer mulai dari harga yang terendah (0,8-0,9) 4. Memasukkan thermometer kedalamnya.

5. Membaca harga berat jenis (SG) dan temperaturnya.

6. Dari harga pembacaan, gunakan tabel untuk mendapatkan^oAPI yang sebenarnya.

(24)

BAB V PENENTUAN TITIK KABUT, TITIK BEKU DAN TITIK TUANG

 Menentukan titik kabut (cloud point) untuk minyak mentah (crude oil).

 Menentukan titik tuang (pour point) untuk minyak mentah (crude oil).

 Menentukan titik beku untuk minyak mentah (crude oil).

Pada saat produksi minyak dari formasi ke permukaan kemungkinan akan terjadi pembekuan di pipa produksi karena terdapat perubahan tekanan dan temperatur, sehingga jika mengalami pembekuan akan menghambat proses produksi. Untuk itu, sangat perlu mengetahui harga titik kabut, titik beku dan titik tuang dari minyak mentah yang akan diproduksikan. Sehingga masalah ini dapat diantisipasi dan dapat merencanakan cara yang terbaik agar minyak mentah dari formasi dapat terus mengalir atau diprodukskan ke permukaan.

Titik kabut adalah temperatur terendah dimana parafin atau padatan lain mulai mengkristal atau memisahkan diri dari larutan bila minyak didinginkan pada kondisi tertentu. Titik beku adalah temperatur terendah dimana minyak mentah sudah tidak dapat bergerak atau mengalir lagi. Titik tuang adalah temperatur terendah dimana minyak mentah masih dapat dituangkan (sebelum mengalami pembekuan) atau mengalir bila minyak tersebut didinginkan tanpa diganggu pada kondisi yang telah ditentukan.

Titik kabut dan titik tuang berfungsi untuk mendeterminasi jumlah relatif kandungan lilin pada crude oil. Namun tes ini tidak menyatakan jumlah kandungan lilin secara absolute, begitu juga kandungan materi solid lainnya didalam minyak mentah. Setelah ketiga titik diatas diketahui, dapat ditentukan

(25)

bagaimana karakteristik minyak tersebut sehingga dapat diusahakan suatu cara agar minyak mentah itu dapat terus mengalir tanpa hambatan dari faktor temperatur baik di reservoir, pipa pengeboran dan di permukaan.

Saat perjalanan dari formasi menuju permukaan, minyak bumi mengalami penurunan temperatur. Apabila hal ini tidak di waspadai, maka akan terjadi pembekuan minyak di dalam pipa sehingga tidak bisa lagi mengalir.

Kehilangan panas ini akan menyebabkan suatu masalah yang akan menjadi besar akibatnya apabila tidak segera diatasi, terutama yang berkaitan dengan proses produksi. Untuk mengatasi hal tersebut, kita dapat mengambil sampel minyak formasi dan mengadakan uji coba untuk menentukan titik kabut, titik tuang, dan titik bekunya.

Setelah titik kabut, titik tuang, dan titik beku yang diperoleh, kita dapat mengetahui pada temperatur berapa minyak tersebut masih dapat mengalir, kapan padatannya mengkristal, hingga saat minyak mulai membeku, sehingga kita dapat mengantisipasinya dengan memasang heater pada jarak-jarak tertentu pada pipa atau dengan mengisolasi pipa (di steam) untuk mempertahankan temperaturnya dalam kondisi yang sesuai agar crude oil pada flowline tetap mengalir dengan lancar.

1. Tube kaca sebagai tempat sampel.

2. Thermometer.

3. Penutup dari gabus.

4. Bath sebagai tempat untuk mengkondisikan sampel.

(26)

Gambar 5.1. Tabung Kaca + Penutup, Thermometer dan Sampel

Keterangan:

1. Sampel 1 2. Sampel 2 3. Tabung Kaca

4. Penutup Tabung Kaca 5. Thermometer

Gambar 5.2 Cooling Bath 5

4

3

2 1

(27)

5.4. PROSEDUR PERCOBAAN 5.4.1. Titik Kabut dan Titik Beku

1. Mengambil sampel dan memasukkan kedalam tube sampai garis batas.

2. Memasukkan es batu kedalam bath dan menambahkan garam secukupnya untuk menjaga agar es tidak cepat mencair.

3. Memasukkan thermometer kedalam bath.

4. Mengamati temperatur dan kondisi crude oil (sampel) setiap 3 menit.

5. Melaporkan pembacaan temperatur pada saat terjadinya kabut dan kemudian melanjutkan dengan saat terjadinya pembekuan minyak (sampel).

5.4.2. Titik Tuang

1. Setelah didapatkan titik beku melanjutkan dengan percobaan untuk menentukan titik tuang.

2. Mengeluarkan tabung dari dalam bath dalam kondisi minyak yang masih membeku.

3. Mendiamkan pada suhu kamar.

4. Mengamati perubahan temperatur pada saat seluruh permukaan minyak dapat dituangkan. Melaporkan temperatur tersebut sebagai titik tuang.

(28)

BAB VI PENENTUAN TITIK NYALA DAN TITIK BAKAR MENGGUNAKAN TAG CLOSED TESTER

Menentukan titik nyala (flash point) dan titik bakar (fire point) dari minyak mentah.

Flash point adalah temperatur terendah dimana suatu material yang terbakar dan menimbulkan uap tertentu sehingga akan bercampur dengan udara yang campurannya mudah terbakar.

Fire point adalah temperatur dimana suatu produk minyak yang d ipanaskan akan terbakar sementara, tetapi tidak selamanya.

Suatu larutan yang dipanaskan pada suatu temperatur dan tekanan tetap akan terjadi penguapan pada temperatur tertentu. Sedangkan penguapan itu sendiri merupakan proses pemisahan molekul dari lerutan dalam bentuk gas ringan.

Adanya pemanasan yang meningkat, akan menyebabkan gerakan-gerakan partikel penyusun larutan akan lepas dan meninggalkan larutan.

Demikian pula pada halnya minyak mentah, pada suhu tertentu ada gas yang terbebaskan diatas permukaan, apabila disulut dengan api maka minyak mentah tersebut akan menyala. Titik nyala secara prinsip ditentukan untuk minyak bumi dengan demikian dapat mengantisipasi bahaya terbakarnya produk-produk minyak bumi. Makin tinggi API, titik didihnya makin rendah.

Makin rendah flash point-nya minyak akan semakin mudah terbakar apabila terkena percikan api.

(29)

6.3. ALAT DAN BAHAN 6.3.1. Alat :

1. Tag closed tester

2. Shield 46 cm² x 61 cm terbuka di bagian depan 3. Thermometer

4. Korek api

6.3.2. Bahan : 1. Air

2. Sampel minyak (crude oil) 3. Gas LPG

Gambar 6.1. Rangkaian Alat Tag Closed Tester Keterangan :

1. Test Cup

7

6

5

1 3 2

(30)

1. Untuk minyak mentah dengan titik nyala 55F atau yang lebih tinggi, mengisi bath dengan air hingga tumpah. Untuk minyak mentah dengan titk nyala yang rendah digunakan cairan yang berupa campuran air dengan ethylene glycol atau cairan dengan viskositas yang rendah dan mempunyai titik beku yang rendah.

2. Temperatur dari cairan di dalam bath harus berada pada temperatur lebih kurang 20F dibawah perkiraan titik nyala dari sample.

3. Mengisi mangkok (test cup) dengan sample hingga batas (kira-kira 50 ml).

Membersihkan bila ada sample yang tumpah membasahi dinding mangkok.

4. Memasang penutup (lid) yang telah diberi termometer ke dalam bath.

5. Menyalakan test flame, mengatur nyala pada test flame sehingga mencapai ukuran yang sebesar bead yang terdapat pada penutup, atur pula kenaikan temperatur sebesar 1 derajat setiap 30-60 detik

6. Jika temperatur sample di dalam mangkok 10F di bawah titik nyala yang diperkirakan, menyulutkan test flame ke dalam mangkok sample dengan memutar alat pada penutup mangkok. Mengulangi cara ini setiap kenaikan 1, sehingga penyulutan test flame menyebabkan uap di dalam mangkok sample menyala, catat temperatur pada saat sample menyala.

7. Untuk menentukan titik bakar, melanjutkan pemanasan perlahan-lahan dengan kenaikan kurang lebih 10F setiap menit. Melanjutkan penyulutan dengan test flame tiap-tiap kenaikan temperatur 5F hingga sample menyala / terbakar 5 detik, mencatat temperatur tersebut sebagai titik bakar.

8. Melanjutkan koreksi jika terdapat tekanan barometer lebih kecil dari tabel di bawah ini :

Tabel 6-1. Tabel Koreksi pada Tekanan Barometer Tekanan Barometer

(mm Hg) Koreksi

F C

715 – 835 5 2,8

634 – 550 10 5,5

(31)

BAB VII PENENTUAN VAPOUR PRESSURE

Menentukan besarnya tekanan uap (vapour pressure) pada temperatur tertentu yaitu (40 °C, 45°C, 50 °C, 55°C, dan 60°C).

Penentuan harga tekanan uap (vapour pressure) digunakan untuk menentukan harga tekanan uap atau gas dari minyak cair yang digunakan atau diproduksi pada temperatur 100 ˚F.

Tekanan uap didefinisikan sebagai tekanan parsial uap yang berada dalam kesetimbangan fasa cairnya. Kesetimbangan data dicapai dalam wadah tertutup yaitu bila molekul yang meninggalkan fasa cair pada setiap saat sama dengan jumlah molekul yang kembali kebentuk fasa cairnya, kesetimbangan ini disebut “Kesetimbangan Dinamis”.

Tekanan uap sebagai fungsi suhu yang berbanding lurus dengan energi kinetik, dimana suhunya makin tinggi semakin besar energi kinetiknya. Sehingga makin banyak molekul yang meninggalkan fasa cair tersebut menjadi tekanan uap maka jumlah zat cair berkurang dengan adanya kenaikan temperatur. Karena jumlah molekul uap bertambah dan molekul uap bertambah besar. Harga tekanan uap dapat ditentukan dengan beberapa metode salah satunya dengan metode langsung dan metode penjenuhan langsung.

(32)

 Metode Penjenuhan Langsung

Metode ini didasarkan pada hukum gas ideal dari Boyle-Gay Lussac dan zat cair yang akan ditentukan dimasukkan kedalam kaca dan udara dengan volume yang diketahui dialirkan gelembung-gelembung melalui zat cair ini akan berkurang beratnya dan berkurangnya dapat diketahui sebelum dan sesudah percobaan, perangkap zat cair yang berkurang ditimbang lebih dahulu. Zat cair yang berkurang ini karena berkurangnya berat karena penguapan, bila uap tersebut dianggap sebagai gas ideal maka persamaan yang terpilih.

1. Pressure gauge.

2. Chamber.

3. Cup.

4. Water bath.

5. Water bath thermometer.

6. Temperature regulator.

7.3.2. Bahan

1. Sampel (crude oil).

2. Air.

(33)

Gambar 7.1. Rangkaian Alat Vapour Pressure

Keterangan:

1. Cup 2. Chamber

3. Pressure gauge

4. Water bath thermometer 5. Water bath

1

4 2

5 3

(34)

1. Mengambil sampel minyak sebanyak yang diperlukan.

2. Memasukkan ke dalam cup sampai penuh.

3. Menggabungkan dengan rangkaian chamber dan pressure gauge.

4. Memasukkan air ke dalam water bath sampai batas.

5. Memanaskan dengan menghubungkan pada arus listrik.

6. Mencatat perubahan tekanan pada pressure gauge pada temperatur yang telah ditentukan (40 °C, 45 °C, 50 °C, 55 °C, dan 60 °C).

(35)

BAB VIII PENENTUAN VISKOSITAS KINEMATIK SECARA COBA-COBA (TENTATIVE METHOD)

Menentukan viskositas kinematik untuk cairan newtonian pada berbagai temperatur.

Viskositas dapat diartikan sebagai keengganan fluida untuk mengalir.

Viskositas atau kekentalan minyak mentah (crude oil) dapat diketahui dengan alat viscometer. Dalam mempelajari viskositas, untuk lebih mempermudah pemahaman, perlu memahami istilah-istilah berikut:

Viskositas Dinamik atau Viskositas Absolut Unit cgs dari viskositas dinamis (Va) adalah poise, yang mempunyai dimensi gram/cm/detik.

 Viskositas Kinematik (Vk) adalah viskositas dinamik dibagi dengan densitas (Va/d), dimana keduanya diukur pada temperatur yang sama. Unit dari viskositas kinematik adalah stoke, yang mempunyai dimensi cm²/detik, tetapi dalam industri perminyakan biasanya dinyatakan dengan centistoke (stoke/100).

 Cairan Newtonian (sampel) adalah cairan yang mempunyai perbandingan linear antara shear rate dengan shear stress.

Faktor-faktor yang mempengaruhi viskositas antara lain:

 Tekanan : Semakin besar tekanan maka semakin besar juga viskositasnya,

(36)

 Densitas : Semakin besar densitas minyak maka semakin besar juga viskositasnya.

Umumnya pengaruh pemampatan dalam kenaikan viskositas dikalahkan oleh pengaruh gas yang terlarut, sehingga viskositas menurun dengan naiknya tekanan, karena bertambahnya gas yang terlarut. Penurunan viskositas, dengan naiknya tekanan ini hanya sampai batas kejenuhan (tekanan). Tekanan yang lebih besar tidak akan menambah jumlah gas yang terlarut. Hubungan antara tekanan resevoir dengan viskositas minyak pada temperatur tetap digambarkan dengan grafik berikut :

Grafik 8.1. Hubungan Antara Tekanan Reservoir dengan Viskositas pada Temperatur yang Sama

Shear Strees Binghan plastik

Newtonian

Shear rate

Grafik 8.2. Perbandingan antara Shear Stress dengan Shear Rate Viskositas

Pb Tekanan Reservoir

(37)

Alat dikalibrasikan dengan minyak standar yang mempunyai viskositas yang telah ditentukan dengan cara referensi terhadap air didalam master viscometer yang dikalibrasikan dengan teliti. Pada prinsipnya, viscometer merupakan alat pencatat waktu yang diperlukan oleh cairan reservoir. Dalam operasinya, viscometer yang berisi minyak dicelupkan dalam cairan yang terdapat pada testbath yang berfungsi sebagai pemanas dimana temperaturnya sama dengan temperatur reservoir.

Adapun prinsip pengukurannya yaitu sampel dengan volum tertentu dan temperatur tertentu dialirkan melalui suatu pipa kapiler yang telah dikalibrasikan dan diukur waktunya. Viskositas kinrmatik merupakan waktu alir dari efflux time terukur. Alat dikalibrasikan dengan suatu cairan standar yang mempunyai viskositas yang ditentukan dengan cara referensi terhadap air di dalam master viscometer atau dengan perbandingan langsung dengan viscometer yang dikalibrasikan secara teliti.

1. Master Viscometer, merupakan pipa kapiler dari kaca yang mempunyai harga (B/t) kurang dari 0,1 % dari harga(Ct).

2. Viscometer, terbuat dari kaca dan dipakai untuk mengukur dalam percobaan ini.

3. Thermometer, yang mempunyai daerah pengukuran seperti dalam tabel ASTM Kinematic Thermometer.

4. Bath.

5. Timer.

6. Pump.

(38)

Gambar 8.3. Thermometer, Master Viscometer, Bath, Crude Oil, dan Kerosene

Keterangan :

1. Thermometer.

2. Master Viscometer.

3. Bath.

4. Crude Oil.

5. Kerosene

1 2

3

4

5

(39)

Gambar 8.4. Master Viscometer Keterangan:

1. Master Viscometer 2. Pipa Kapiler

3. Viscometer 4. Sampel Minyak

1. Mengatur temperatur bath dengan thermometer berketelitian sampai dengan 1

3

2 4

(40)

3. Mengambil viscometer yang bersih dan kering dengan waktu alir lebih dari 200 detik.

4. Memasang pemegang viscometer di dalam bath sampai viscometer mencapai temperatur pengukuran yang diinginkan.

5. Menggunakan alat pengisap untuk menaikkan sample masuk ke dalam pipa kapiler sampai melewati batas atas.

6. Mencatat waktu yang diperlukan sample untuk bergerak dari garis atas sampai batas bawah.

7. Menghitung viscositas kinematik dalam centistokes dengan menggunakan Kalibrasi-kalibrasi sesuai dengan salah satu metode di bawah ini :

1. Basic Calibration

Penentuan waktu alir dalam detik dari destilated water pada master viscometer. Air harus mempunyai waktu alir minimum 200 detik pada temperatur tes. Kemudian menghitung konstanta C dengan persamaan :

C = Vh / t ………...…... (8-1) Dimana : Vh = viscositas kinematik air ( 1,0038 cs pada 20C )

C = konstanta viscometer T = waktu alir ( detik )

Kemudian menentukan viscositas sampel hidrokarbon ke-1 yang lebih viscous dari air pada viscometer yang sama, dan kemudian gunakan harga viscositas di atas untuk kalibrasi pada viscometer ke-2 dengan diameter kapiler yang lebih besar. Untuk menghitungnya digunakan persamaan :

C = Vh2 / t……….. (8-2)

Dimana : Vh2 = viscositas kinematik dari hidrokarbon yang digunakan untuk kalibrasi.

Setelah viscometer ke-2 dikalibrasi, harga viscositas kinematik dapat ditentukan untuk sample hidrokarbon dengan viscositas yang lebih besar. Harga viscositas tersebut digunakan untuk menentukan kalibrasi viscometer ke- 3. Seperti pada viscometer ke-2, jadi untuk viscometer ke-3 perlu dua hidrokarbon untuk menentukan konstanta viscometer- nya.

(41)

2. Kalibrasi Viscometer dengan Minyak Standar

Waktu alir minimum untuk setiap minyak standar pada setiap tabung yang dikalibrasi harus kurang dari 200 detik. Koefisien viscometer B adalah koefisien energi kinematik yang digunakan pada viscometer yang mempunyai aliran kapiler sangat kecil dan konstanta C berharga 0,05 atau lebih kecil.

B = { ( Vh2t1)( Vh1t2) } ……...………..(8-3) Dimana : t1 = waktu alir untuk Vh1

t2 = waktu alir untuk Vh2 Hitung konstanta C :

C = ………...(8-4) Dimana : Vh = viscositas kinematik kalibrasi

B = koefisien viscometer dari persamaan (iii)

Terakhir menghitung viscositas kinematik dari suatu hidrokarbon yang diinginkan dalam centistokes, sebagai berikut :

Viscositas kinemetik ( Vh ) = ( C t )( B/t ) ...(8-5) Catatan :

Untuk Viscometer dengan harga B/t lebih besar atau sama dengan (0,001CT), maka gunakan persamaan sebagai berikut :

Viscositas Kinematik ( C ) = C t ... (8-6)

(42)

BAB IX ANALISA KIMIAWI AIR FORMASI

Mengetahui sifat air formasi apakah bersifat korosif, membentuk scale atau stabil.

Air formasi disebut pula dengan oil field water. Air formasi ini ada yang ikut terproduksi bersama-sama minyak dan gas. Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon, karena air ikut terakumulasi didalam jebakan bersama minyak bumi. Air selalu menempati sebagian dari reservoir. Air formasi diperkirakan berasal dari air laut yang ikut terendapkan bersama-sama dengan endapan disekelilingnya, karena situasi pengendapan batuan reservoir minyak terjadi pada lingkungan pengendapan laut.

Adapun sifat-sifat air formasi:

Sifat fisik yang meliputi:

- Kompresibilitas.

- Kelarutan gas dalam air.

- Viskositas air dalam formasi.

- Berat jenis.

- Konduktivitas.

Sifat kimia yang meliputi:

- Anion.

- Kation.

Keberadaan air formasi akan menimbulkan gangguan produksi sumur, tetapi walau demikian keberadaan air formasi juga mempunyai kegunaan yang cukup penting yaitu :

 Untuk mengetahui penyebab korosi pada peralatan produksi suatu sumur.

(43)

 Untuk mengetahui adanya scale formation.

 Untuk dapat menentukan sifat lapisan dan adanya suatu kandungan yodium dan barium yang cukup besar dan dapat juga digunakan untuk mengetahui adanya reservoir minyak yang cukup besar.

Adapun kesulitan yang ditimbulkan karena adanya air formasi:

- Adanya korosi.

- Adanya solid deposit.

- Adanya scale formation.

- Adanya emulsi.

- Adanya kerusakan formasi.

Oleh karena adanya hal-hal diatas, maka diperlukan suatu bentuk penanganan terhadap air formasi guna mengurangi resiko kerugian seminimal mungkin.

Adapun bentuk penanganan itu adalah dengan cara melakukan analisa terrhadap air formasi yang terdiri atas: pH, alkalinitas, kandungan kalsium, magnesium, barium, sulfat, ferro, klorida, sodium dan perhitungan indeks stabilitas kalsium karbonat.

Untuk menganalisa air formasi secara tepat digunakan metoda klasifikasi air formasi yang digambarkan secara grafis. Hal ini dimaksudkan untuk mengidentifikasikan sifat air formasi dengan cara yang paling sederhana tetapi hasilnya dapat dipertanggung jawabkan, hanya kelemahannya tergantung pada spesifikasinya.

1. Alat titrasi.

(44)

7. Corong.

8. Beker gelas

9.3.2. Bahan

1. Phenolptalein (PP).

2. Methyl Orange (MO).

3. H2SO40,02 N.

4. Sample air formasi.

5. K2CrO4

Gambar 9.1. Air Formasi

Keterangan : 1. Air Formasi 2. H2SO40,02 N 3. AgNO30,1 N

1

2 3

(45)

Gambar 9.2. Rangkaian Alat untuk Penentuan Kadar Kalsium (Ca)

Gambar 9.3. Rangkaian Alat untuk Penentuan Kadar SO4

(46)

Gambar 9.4. Indikator Titrasi Keterangan :

1. Indikator PP 2. Indikator MO 3. K2CRO4

1. Mengecek kenampakan sifat fisik air formasi :

 Bau = Air Laut

 Warna = Kekuningan

 Rasa = Asin 2. Penentuan Ph

 pH = 8

3. Penentuan Alkalinitas

 Mengambil contoh air formasi pada gelas titrasi sebanyak 10 cc dan menambahkan indikator PP sebanyak 2 tetes, larutan akan menjadi merah muda/pink.

1 2 3

(47)

 Mentitrasi dengan larutan H2SO4 0,02 N. Sambil menggoyangkan, warna akan berubah dari pink menjadi jernih dan mencatat jumlah larutan asam tersebut sebagai Vp (1).

 Menambahkan kedalam larutan tadi indikator Methyl Orange (MO) 1 tetes.

Maka larutan akan menjadi merah tua.

 Mentitrasikan dengan H2SO4 0,02 N kembali sampai ada perubahan warna menjadi pink. Mencatat banyaknya larutan asam total, yaitu: jumlah asam



 



 PP

1 + jumlah asam 



 



 MO

2 sebagai volume dari Vm.

 Dengan perhitungan:

Kebasaan P = Vp / banyaknya cc contoh air formasi.

Kebasaan M = Vm / banyaknya cc contoh air formasi.

Penentuan untuk setiap ion dalam mili ekivalen ( me/L ) dapat ditentukan dari tabel berikut :

Tabel 9-1. Tabel Konsentrasi Ion

3

HCO CO3^ OH^

P = 0 P = M 2P = M 2P < M 2P > M

M x 20 0 0 20 x (M-2P)

0

00

40 x P 40 x P 40 x (M – P)

20 x P0

0 0 20 x (2P – M)

4. Penentuan Kadar Klorida (Cl).

 Mengambil 5 ml sample air formasi, menuangkan ke Erlenmeyer, menambahkan 5 tetes indikator K2CrO4 dan warna larutan akan menjadi kuning bening.

 Menitrasi dengan larutan AgNO3 0,2 N sambil digoncangkan hingga warna menjadi coklat kemerahan (disertai endapan putih).

(48)

5. Penentuan Kadar Sulfat



SO₄ ²^



Dengan Instant Test Kit (0-300 ppm).

 Mengisi outer tube dengan sampel air formasi sebanyak 2,5 ml.

Menambahkan 2 tetes SO4 – 1A ke outer tube lalu dicampurkan.

 Menambahkan 1 level microspoon (hijau) SO4 – 2A ke outer tube lalu campurkan. Mengkondisikan pada suhu 40Cselama 5 menit.

Menggoyang tube beberapa kali selama pemanasan.

 Menambahkan 2,5 ml SO4 – 3A ke outer tube lalu dicampurkan.

 Memindahkan isi campuran dari outer tube ke inner tube.

 Menambahkan 4 tetes SO4 – 4A ke inner tube lalu dicampurkan.

 Mengisi outer tube dengan 2,5 ml sample air formasi murni/destilat.

 Membandingkan kedua warna dari outer tube dan inner tube setelah dikondisikan pada suhu 40Cselama 7 menit.

6. Penentuan Kadar Kalsium

 

Ca²^ Dengan Instant Test Kit.

 Menyiapkan sample air formasi sebanyak 5 ml pada tabung reaksi yang tersedia.

 Menambahkan 10 tetes cairan reagen 1 (cairan) dan 2 spatula reagen 2 (bubuk) kedalam tabung reaksi, diaduk. Campuran ini pertama-tama menunjukkan warna merah muda, kemudian berubah menjadi warna ungu/red violet.

 Mengisi mini buret dengan reagen 3 (larutan titran) sampai batas 0 mg/l.

 Menitrasi larutan sample sampai terjadi perubahan warna dari ungu/red violet menjadi ungu/violet.

 Membaca/mengukur kandungan Calsium

 

Ca²^ dalam air formasi (dalam mg/l) sesuai skala akhir titrasi.

7. Penentuan Kadar Magnesium



Mg²^



Dengan Instant Test Kit.

 Mengambil 1 tetes air formasi ke inner tube, menambahkan 10 tetes larutan buffer solution (larutan penyangga), lalu mencampurkannya.

 Mengambil 2 tetes sampel dari inner tube, kemudian memindahkan ke outer tube, menambahkan buffer solution(larutan penyangga) sampai batas 5 ml.

 Menambahkan 10 tetes larutan reagen (reagent solution) lalu dicampurkan.

(49)

 Setelah 1 menit, membandingkan hasil reaksi larutan dengan skala warna yang tersedia untuk mengetahui kandungan magnesium



Mg .²^



8. Penentuan Sodium

 Mengkonversikan mg/L anion dengan me/L dan menjumlahkan harganya.

 Mengkonversikan mg/L kation dengan me/L dan menjumlahkan harganya.

 Lalu menghitung kadar sodium Na = (anion – kation).

9. Grafik hasil analisa air

 Hasil analisa air dibuat dalam bentuk grafik dengan memplotkan tiap komponen dengan konsentrasinya masing-masing dengan membedakan anion dan kationnya.

10. Perhitungan indeks stabilitas CaCO3

 Indeks stabilitas ini didapat dengan memplotkan jumlah harga tenaga ion dengan Ca dan CO3 pada grafik yang telah disediakan, bila indeks berharga positif berarti air sampel memiliki gejala membentuk endapan dan apabila bernilai negatif besifat korosif.

(50)

DAFTAR PUSTAKA

Amyx., J.W., Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties. Mc Graw-Hill Book Company. New York, Toronto, London: 1960.

Ahmed Tarek., Equations of State and PVT Analysis, Gulf Publishing Co., Houston, Texas, 2007.

Burcik., Properties of Reservoir Fluids, IHRDC, USA, 1968.

Mc.Cain, The Properties of Petroleum Fluid, PennWell Publishing Company, Tulsa, USA, 1990.

Rukmana, D., Kristanto, D., dan Cahyoko Aji, D., Teknik Reservoir: Teori dan Aplikasi, Edisi Revisi, Pohon Cahaya, Yogyakarta, 2018.

(51)

LAMPIRAN A HASIL PENENTUAN KADAR AIR (Dean & Stark Method)

Diketahui Hasil Percobaan

1. Volume Sampel (crude oil) = 25 ml 2. Volume Solvent (Toluena) = 25 ml 3. Volume air dalam water trap = 3,6 ml 4. Persen kandungan air dalam sampel = 14,4 %

Hasil Perhitungan

Persen Kadar Air =

Sampel Volume

Air Volume

x 100 %

=

25 6 ,

3 x 100 %

= 14,4 %

1. Rata-rata aritmatik dari masing-masing sampel :

% kadar air _mean =

å å

) (

%

n data

air kadar

= 10 02 , 140

= 14,02%

2. Standar deviasi % kadar air masing-masing sampel :

SD % Kadar air =

1

)

%

( ²

-

å

-

n

air kadar air

kadar _mean

(52)

- 46 - Tabel A-1

Tabulasi Hasil Penentuan Kandungan Air dengan Dean and Stark Method Sampel % Kadar Air (% Kadar Air - % Kadar Air Mean)²

A 14,4 0,1444

C 4,8 85,0084

D 3,0 121,4404

E 4,2 96,4324

F 2,2 139,7124

G 2,6 130,4164

H 3,4 112,7844

I 8,0 36,2404

K 2,6 130,4164

L 95,0 6557,7604

Jumlah 140,2 7410,3560

Mean 14,02

SD 28,6945

(53)

LAMPIRAN B HASIL PENENTUAN KADAR AIR DAN ENDAPAN (BS&W)

Diketahui Hasil Percobaan A. Centrifuge Tabung Besar

1. Volume sampel = 50 ml

2. Lama pemutaran = 10 menit

3. Rotation Per Minutes yang digunakan = 1750 rpm Tabel B-1. Hasil Percobaan Centrifuge Tabung Besar Parameter Analisa Sampel A Sampel B

Volume Air (ml) 0,01 0,02

Volume Padatan (ml) - -

% BS & W 0,02 % 0,04 %

B. Centrifuge Tabung Kecil

1. Volume sampel = 5 ml

2. Lama pemutaran = 20 menit

3. Rotation Per Minutes yang digunakan = 2085 RPM Tabel B-2. Hasil Analisa Centrifuge Tabung Kecil Parameter Analisa Sampel A Sampel B

Volume Air (ml) 0,0471 0,00837

Volume Padatan (ml) - -

%BS % W 0,94 % 0,17 %

Hasil Perhitungan

 Centrifuge Tabung Kecil - Sampel A :

% BS & W = V_air V_endapan

x 100 %

(54)

- 48 -

% BS & W _mean =

å å

) (

&

%

n data

W BS

= 10 02 , 5

= 0,502 %

SD % BS & W =

1

)

&

%

&

%

( ²

-

å

-

n

W BS W

BS _mean

= 9

14416 , 1

= 0,35655 %

- Sampel B:

% BS & W =

el volumesamp

V V_air  _endapan

x 100 %

= 5

0 00837 ,

0 

x 100 %

= 0,167 %

% BS & W _mean =

å å

) (

&

%

n data

W BS

= 10 19 , 4

= 0,419 %

SD % BS & W =

1

)

&

%

&

%

( ²

-

å

-

n

W BS W

BS _mean

= 9

79349 , 1

= 0,4464 %

 Centrifuge Tabung Besar - Sampel A:

% BS & W =

el volumesamp

x 100 %

(55)

= 50

, 0 01 ,

0 

x 100 %

= 0,02 %

% BS & W _mean =

å å

) (

&

%

n data

W BS

= 10

58 , 2

= 0,258 %

SD % BS & W =

1

)

&

%

&

%

( ²

-

å

-

n

W BS W

BS _mean

=

9 89396 , 0

= 0,09932 %

- Sampel B:

% BS & W =

el volumesamp

x 100 %

= 50

0 02 ,

0 

x 100 %

= 0,04 %

% BS & W _mean =

å å

) (

&

%

n data

W BS

= 10 22 , 6

= 0,622 %

SD % BS & W =

1

)

&

%

&

%

( ²

-

å

-

n

W BS W

BS _mean

= 9

73316 , 3

(56)

- 50 - Tabel B-3. Tabulasi Hasil Perolehan Analisa % BS&W Pada Sampel Minyak

dengan Centrifuge Tabung Besar

No Analisa

% Kadar BS&W dalam sampel

(% Kadar BS&W - % Kadar BS&W Mean)²

Sampel A Sampel B Sampel A Sampel B

1 A 0,02 0,04 0,056644 0,33872

2 C 0,5 0,34 0,058564 0,07952

3 D 0,04 0,14 0,047524 0,23232

4 E 0,04 0,04 0,047524 0,33872

5 F 1,02 0,56 0,580644 0,00384

6 G 0 0,5 0,066564 0,01488

7 H 0,2 0,2 0,003364 0,17808

8 I 0,16 1,9 0,009604 1,63328

9 K 0,4 1 0,020104 0,14288

10 L 0,1 1,5 0,003364 0,77088

Jumlah 2,48 6,22 0,89396 3,73312

Mean 0,258 0,622

SD 0,09932 0,64404

Gambar B.1 Tabulasi % Kadar Air dan Endapan (BS&W) Centrifuge Tabung Besar

(57)

Tabel B-4. Tabulasi Hasil Perolehan Analisa % BS&W Pada Sampel Minyak dengan Centrifuge Tabung Kecil

No Analisa

% Kadar BS&W dalam sampel

(%Kadar BS&W - % Kadar BS&W Mean)²

Sampel A Sampel B Sampel A Sampel B

1 A 0,94 0,17 0,191844 0,062

2 C 0,53 0,01 0,000784 0,16728

3 D 0,2 0,4 0,091204 0,00036

4 E 0,4 0,4 0,010404 0,00036

5 F 0,64 0,2 0,019044 0,04796

6 G 0,4 0,2 0,010404 0,04796

7 H 1,2 1,4 0,487204 0,96236

8 I 0,5 1 0,000004 0,33756

9 K 0,2 0,4 0,091204 0,00036

10 L 0,01 0,01 0,242064 0,16728

Jumlah 5,02 4,19 1,14416 1,79348

Mean 0,502 0,419

SD 0,35655 0,4464

(58)

- 52 -

LAMPIRAN C HASIL PENENTUAN SPECIFIC GRAVITY

Diketahui Hasil Percobaan Sampel 1

Volume Sampel : 500 ml Temperatur Sampel 1 : 82^oF SG Terukur Sampel 1 : 0.8851

Tabel C-1. Hasil Pengamatan Sampel 1

Analisa Specific Gravity ^oAPI

Terukur 0.8851 28.36

Koreksi 0.8929 26.96

True 0.90082 25.57

Sampel 2

Volume Sampel : 500 ml Temperatur Sampel 2 : 82^oF SG Terukur Sampel 2 : 0.9499

Tabel C-2. Hasil Pengamatan Sampel 2

Analisa Specific Gravity ^oAPI

Terukur 0.9499 17.46

Koreksi 0.9576 16.26

True 0.9653 15.08

Hasil Perhitungan Sampel A

A. Menghitung harga ^oAPI terukur.

5 . SG 131

141.5 API

terukur

0  -

(59)

API 28.36

131.5 0.8851

141.5

 0

-



B. Menghitung Koreksi ôAPI pada 60/60ôF dengan bantuan tabel yang tersedia, koreksi ôAPI pada 60/60ôF dihitung dengan mengekstrapolasikan data tersebut.

27.6

x

26.6

29 28.36 28

36 . 28 29

6 . 27

-

- x =

28 29

6 . 26 6 . 27

- -

27.6 – x = 0.64 x = 26.96⁰API

Diperoleh harga koreksi ^oAPI pada 60/60^oF = 26.96⁰API

C. Menghitung harga SG koreksi pada 60/60^oF.

SG60/60o

F =

96 . 26 5 . 131

5 . 141

 = 0.8929

D. Berdasarkan data analisa, diperoleh harga faktor koreksi (fcorr) dari tabel sebesar 0.00037, maka :

SGtrue = SG60/60oF + [ fcorr (T – 60^oF) ] = 0.8929 + [0.00036 x (82 – 60)^oF]

= 0.90082 5 . 141

(60)

- 54 -

Sampel 2

A. Menghitung harga ^oAPI terukur.

5 . SG 131

141.5 API

terukur

0  -

API 17.46

131.5 0.9499

141.5

 0

-



B. Menghitung Koreksi ôAPI pada 60/60ôF dengan bantuan tabel yang tersedia, koreksi ôAPI pada 60/60ôF dihitung dengan mengekstrapolasikan data tersebut.

16.8

x

15.8

18 17.46 17

17.46 18

x 16.8

-

- =

17 18

8 . 15 8 . 16

- -

16.8 – x = 0.54 x = 16.26⁰API