Modul Permeabilitas

Disusun oleh :

Kelompok 3

Sumita Kelista N.A                 0341164000013

Raditya Yudha P                     0341164000042

Shofi Iqtina Hawan                 0341164000056

I.               TUJUAN:

·       Memahami prinsip dan cara kerja Gas Permeameter

·       Menentukan permeabilitas batuan menggunakan gas permeameter

·       Memahami pengetahuan tentang permeabilitas absolut

·       Mengaplikasikan koreksi Klinkenberg Effect’s untuk mendapatkan permeabilitas fluida

II.            PRINSIP PERCOBAAN:

Permeabilitas adalah ukuran kemudahan cairan melalui pori batuan dan bisa ditentukan melalui percobaan aliran. Terdapat 3 permeabilitas, yakni permeabilitas absolut, efektif, dan relatif. Permeabilitas absolut adalah permeabilitas yang diukur dengan mengalirkan fluida dalam kondisi pori-pori terjenuhi 100% oleh fluida tersebut. Pada tahun 1856, Henry Darcy menentukan bahwa tingkat laju aliran air pada batuan dapat dijelaskan:

Di mana Q (cc/s) adalah debit; A (cm²) adalah luas permukaan; L (cm) adalah panjang; h1 (cm), h2 (cm); K (cm/s) adalah konstanta. Pada penelitian selanjutnya, Hukum Darcy menyatakan bahwa hokum ini dapat digunakan dalam berbagai cairan dengan mengubah konstanta K menjadi k/µ dimana k adalah permeabilitas batuan dan µ adalah nilai viskositas cairan yang melewati pori dalam batuan.

Di mana Q (cc/s), k (darcy) adalah permeabilitas, µ (cP - centipoise) adalah nilai viskositas, A (cm²), L (cm), dan  (atm) adalah perubahan tekanan.  

EFEK KLINKENBERG

Klinkenberg Effect atau Gas Slippage Effect merupakan fenomena dimana jalur gas mengalir (mean free path) lebih besar dari pada diameter pori/kapiler yang dilalui oleh molekul gas sehinggga energi kinetik digunakan untuk perpindahan molekul gas melalui pipa kapiler, dan terjadinya slip antara molekul gas dengan dinding pori/kapiler. Slippage ini mengakibatkan molekul gas bergerak lebih cepat pada pori-pori/kapiler pada arah perpindahannya sheingga data permeabilitas terhadap gas yang didapat lebih besar daripada permeabilitas absolutnya. Pada 1941, eksperimen Klinkenberg menyatakan bahwa:

1.     Permeabilitas gas adalah fungsi dari komposisi gas

2.     Permeabilitas gas adalah fungsi dari tekanan rata-rata

Rumus yang dinyatakan:

Di mana kg adalah permeabilitas gas, kl adalah permeabilitas cairan, b adalah faktor klinkenberg, dan P adalah tekanan.

III.          ALAT DAN BAHAN:

1.     Core holder dan thermometer

2.     Triple range flowmeter dengan selector valve

3.     Selector valve (flowmeter selector valve)

4.     Pressure gauge

5.     Pressure regulator

6.     Gas inlet

7.     Gas outlet

8.     Sample core

9.     Gas

IV.          CARA KERJA:

1.     Pastikan regulating valve tertutup, hubungkan saluran gas inlet.

2.     Masukkan Core pada Core holder dan kencangkan.

3.     Setting flowmeter selector valve pada tanda “Large”.

4.     Atur regulating valve sampai pressure gauge menunjukkan angka 0,25 atm. Hati-hati dalam mengatur pressure gauge agar jarum tidak terpengaruh.

5.     Pilih range pembaca pada flowmeter antara 20 – 140 division. Jika pembacaan menunjukkan angka di bawah 20,  putar selector valve perlahan ke “medium”.

6.     Jika pembacaan pada flowmeter tetap di bawah 20, putar selector valve ke ”small” dan naikkan tekanan sampai 1,0 atm.

7.     Jika flowmeter tetap tidak naik dari 20, hentikan percobaan dan periksa Core pada Core holder (tentukan kemungkinan-kemungkinan yang terjadi).

8.     Jika flowmeter menunjukkan angka di atas 140 pada ”large”, maka permeabilitas Core terlalu besar.

9.     Percobaan kita hentikan atau coba naikkan panjang Core atau kurangi cross sectional area dari Core.

10.  Catat tekanan barometriknya (mmHg), tekanan (atm), temperature gas (oC) dan pembacaan flowmeter (cm).

11.  Ulangi langkah 3 sampai 5 sampai 3 kali

12.  Hitung permeabilitas gas dan tentukan permeabilitas liquid menggunakan prosedur Klinkenberg

Gambar 1 Permeameter Gas

V.             ANALISA DATA DAN PENGHITUNGAN

5.1   Analisa

a)     Panjang Core (L)                          =          2,8 cm

Luas Penampang Core (A)           =          12,56 cm²

Beda Tekanan                      =          0,25 atm

Flow Reading                               =          4,5 cm

Laju Aliran Gas                            =          21,922 cc/s

Viscositas Gas                      =          0,01825  cP

Permeabilitas (k)                           =          0,445 darcy

Diameter                                       =          3.72 cm

b)    Panjang Core (L)                          =          2,8 cm

Luas Penampang Core (A)           =          12,56 cm²

Beda Tekanan                      =          0,5 atm

Flow Reading                               =          9 cm

Laju Aliran Gas                            =          40,625 cc/s

Viscositas Gas                     =          0,01825  cP

Permeabilitas                                =          0,330 darcy

Diameter                                       =          4 cm

c)     Panjang Core (L)                          =          2.3 cm

Luas Penampang Core (A)           =          12,56 cm²

Beda Tekanan                      =          1 atm

Flow Reading                               =          12 cm

Laju Aliran Gas                            =          50 cc/s

Viscositas Gas                      =          0,01825  cP

Permeabilitas                                =          0.203 darcy

Diameter                                       =          4 cm

5.2   Perhitungan

a)       Luas penampang core (A)    = phi (r)^2

                                              =  3,14 x (4 cm)²

                                                = 12,56 cm²

b)    Permeabilitas (k)

Rumus yang digunakan untuk menghitung adalah yang sesuai pada prinsip percobaan diatas

Menjadi,

¨     k₁

¨     k₂

¨     k₃

Read More

Unknown November 18, 2017  No comment

Pemodelan Pengaruh Keberadaan Shale pada Sandstone pada Permeabilitas

1Nama:

Maya Adinda 03411640000005

Nur Isnaini R 03411640000007

Christopher Salim 03411640000025

11.     Pemodelan petrofisika untuk mencari permeabilitas batuan shaly sand

Sehingga

 

22.     Analisis Model Petrofisika

Keterangan:

X1 = permeabilitas batu serpih Kss (hanya mencakup ruang pori pada pasir di dalam batuan)

X2 = permeabilitas pasir sebelum dimasuki shale

X3 = factor konstanta yang berupa perbandingan penampang yang terisi shale terhadap penampang clean sand.

X4 = porositas

nilai gamma ray maksimum yang ada pada data log = konstan

nilai gamma ray minimum yang ada pada data log = konstan

X5 = nilai gamma ray pada suatu kedalaman tertentu.

Asumsi yang dipakai pada pemodelan ini adalah sumur tidak mengalami perubahan kondisi sehingga GR max dan GR min pada data pemodelan ini selalu konstan. Batasan lain yang digunakan adalah jumlah distribusi shale pada sandstone tidak berubah selama dilakukan observasi pemodelan.

Analisis yang kami lakukan pada model ini adalah secara matematis. Nilai factor konstanta, porositas, dan Vshale berupa fraksi sehingga hasil yang di dalam kurung akan bernilai lebih kecil dari 1. Jadi, adanya shale pada batu pasir akan memperkecil nilai permeabilitas batu pasir (clean sand)

33.     Bagaimana cara memperoleh parameter dan variabel:

Pada Model di atas fokusan yang dicari adalah Kshaly sand.

a).Parameter: porositas, permeabilitas, factor konstanta

b).Variabel: nilai gamma ray (diukur pada data well log dan berubah-ubah berdasarkan ketinggian).

Porositas dapat diperoleh dari metode well log, NMR dan metode laboratorium lainnya seperti sample core. Bisa berupa data well atau data core

Parameter permeabilitas pasir diperoleh dari well test, wireline formaton tester, metode laboratorium (sample core) dan metode wireline log seperti NMR. Bisa berupa data well atau data core

Konstanta Alfa didapatkan dari hasil laboratorium (Sample Core) dari mengamati perbandingan luas penampang pori yang terisi shale dan pori yang hanya berisi sand (clean sand).

Variabel indeks gamma ray dapat diukur dari well logging.

44.     Skema Kerja

4.1. Pengukuran Porositas

Secara garis besar, metode pengukuran porositas dilakukan dengan dua cara yakni cara langsung (well-logging) dan cara tidak langsung (sample core). Cara mengukur sample core adalah sebagai berikut:

Tabel 1. Alat dan Bahan Metode Pengukuran Porositas dengan Sample Core

No	Alat dan Bahan	Keterangan Gambar
Alat
1.	Oven
2.	Neraca Digital
3.	Statif
4.	Tali
Bahan
1.	Batuan (Core)
2.	Aquades

Skema Kerja

Skema kerja pengukuran Porositas pada metode Sample Core adalah diawali dengan mengukur massa pada sampel batu yang digunakan dengan menggunakan necara O’Houss atau neraca geser, kemudian batu di oven selama sepuluh menit. Setelah suhunya mencapai lebih dari 80°C, batu ditimbang lagi dengan necara O’Houss. Lalu di oven lagi berulang-ulang sampai massanya konstan dan ditulis sebagai massakering (Mk). Lalu batu tersebut ditimbang beratnya dengan neraca pegas dan ditulis sebagai berat kering (Wk)

Batu kemudian diikat dengan menggunakan benang wol. Kemudian mengambil air diletakkan pada gelas ukur, batu dimasukkan ke dalam gelas ukur yang telah berisi air tersebut. Tunggu sampai gelembung-gelembung air hilang. Batu diukur beratnya dengan neraca pegas dan ditulis sebagai berat basah (Wb). Setelah itu benang wol dilepas dari batu. Kemudian batu ditimbang massanya dengan menggunakan necara O’Houss dan ditulis sebagai massa basah (Mb).

Pada metode well logging, cara mengukur porositas adalah dengan membaca neutron log. Dari neutron log, nilai yang rendah mengindikasikan indeks free fluid yang rendah. Dengan demikian, fluida yang terjebak dalam pori ada banyak dan dapat diartikan bahwa porositas batuan tersebut tinggi.

4.2. Pengukuran permeabilitas

Permeabilitas dapat dihitung dengan persamaan:

Di mana Q diberikan dalam cm3/s, k adalah permeabilitas di Darcy, μ adalah viskositas mutlak pada cP, A dalam cm2, L adalah panjang dalam cm, dan ΔP adalah perubahan tekanan sepanjang sampel di atm. Dari persamaan itu dapat dilihat bahwa ketika cairan viskositas 1 cP mengalir pada 1 cm3/s melalui luas 1 cm2 dan panjang 1 cm di bawah tekanan perubahan 1 atm media berpori memiliki permeabilitas 1D.

Untuk mengukur permeabilitas digunakan gas permeameter:

1.     Pasang core yang kering dan ukuran sesuai sehingga dapat mengisi core holder secara penuh

2.     Merapatkan core holder dan sleevenya

3.     Memutar kran flow tube pada large setting

4.     Menerapkan tekanan 0.25 atm dengan menyesuaikan regulator

5.     Saat range flow tube di bawah 20, kran diputar menuju medium setting.

6.     Mengukur tekanan barometric

7.     Mengulangi langkah di atas dengan tekanan yang berbeda

8.     Mengukur diameter core plug dan panjangnya dalam cm

9.     Flow rate yang terbaca pada parameter diubah pada cc/s

10.  Viskositas dapat terbaca pada alat

11.  Menghitung nilai permeabilitas dengan persamaan di atas

4.3.Pengamatan nilai factor konstanta

Dengan pengamatan secara mikroskopik, dapat diamati luas penampang yang terisi shale dan luas penampang yang tidak ada shale (clean sand).

4.4. Pengukuran Vshale

Dengan persamaan:

Dan membaca well logging seperti di bawah:

Dapat diperoleh nilai Vshale melalui data well.

54.5.     Data sheet

            5.Kesimpulan

Berdasarkan analisis kami keberadaan shale pada sandstone akan memperkecil permeabilitas.

Referensi:

J.H. Schon (Joanneum Research), D. Georgi (Baker Atlas). 2003. Dispersed Shale, Shaly-Sand Permeability- A Hydraulic Analog To The Waxman-Smits Equation

J,H, Schön. 2011. Physical Property of Rocks. ed. Cubbit, J.Elshevier:Australia

Kantzas, Apostolos et al. Fundamentals of Fluid Flow in Porous Media. Perm Inc.

London South Bank University. Lab Report on Permeability and Porosity Experiment. Department of Engineering and Design, MSc Petroleum Engineering

M. Irham Nurwidyanto dkk. 2006. Pengaruh Ukuran Butir terhadap Porositas dan Permeabilitas pada Batu Pasir (Studi Kasus: Formasi Ngrayong, Kerek, Ledok dan Selorejo). Semarang: Undip

Tiab, Djebar. 1960. Petrophysics 2nd Edition Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Elsewier:USA

Read More

Unknown November 11, 2017  No comment