BAB I PENDAHULUAN
Reservoir terdiri dari beberapa komponen pembentuk reservoir.Pada masing-masing komponen mempunyai karakteristik tersendiri yang memberikan ciri khusus bagi reservoir tersebut.
Reservoir terdiri dari komponen Wadah,komponen Isi,dan komponen Kondisi.Komponen wadah disusun oleh karakteristik batuan reservoir (sifat fisik dan sifat kimianya).Komposisi sifat fisik batuan reservoir terdiri dari porositas,wettabilitas,tekanan kapiler,saturasi fluida,permeabilitas,dan kompresibilitas sedangkan komposisi kimia dari batuan reservoir adalah batupasir,batuan karbonat,dan batuan shale.Komponen isi disusun oleh karakteristik fluida reservoir (sifat fisik dan sifat kimia).Komposisi sifat fisik fluida reservoir terdiri dari sifat fisik gas,sifat fisik minyak,dan sifat fisik air formasi sedangkan sifat fisik kimia fluida reservoir terdiri dari komposisi kimia hidrokarbon,dan komposisi kimia air formasi.Komponen kondisi reservoir adalah tekanan dan temperature reservoir.Setelah mengetahui komponen wadah,komponen isi,dan komponen kondisi maka kita juga perlu mengetahui jenis-jenis reservoir tersebut baik itu berdasarkan perangkap,berdasarkan fasa fluida hidrokarbon,serta berdasarkan mekanisme pendorong.Selanjutnya data karakteristik reservoir ini akan diperkiraan reservoirnya baik itu berdasarkan cadangan (metode volumetric,metode material balance,dan metode decline curva),berdasarkan produktivitas formasi ( Productivity index,IPR,serta perkiraan laju produksinya ),dan berdasarkan perilaku reservoir (mekanisme pendorong,decline curva,maupun history matching).Selanjutnya data karakteristik dan perkiraan reservoirnya itu akan dipergunakan dalam penentuan cara produksi artificial lift reservoir tersebut karena metode produksi natural flow sudah tidak mampu lagi untuk mengangkat fluida ke permukaan.Penentuan metode produksi artificial lift tersebut sangat diharapkan untuk mendapatkan laju produksi yang optimum.Macam-macam metode produksi artificial lift itu terdiri dari Gas Lift,pompa ESP dan Sucker Rod Pump.Dalam penentuan metode produksi artificial lift agar didapatkan laju produksi yang optimum maka harus mengetahui terlebih
dahulu factor-faktor yang mempengaruhinya serta perkiraan laju produksinya.Faktor-faktor yang mempengaruhi itu terdiri dari karakteristik reservoir,karakteristik lubang bor,karakteristik produksi,fasilitas permukaan,serta problem produksinya.Perkiraan laju produksi itu terdiri dari factor yang mempengaruhi laju produksi,konsep Maximum Efficient Rate (MER),serta penentuan laju produksi optimumnya.Penentuan laju produksi optimumnya terdiri dari control produksi (penentuan berdasarkan laju produksi kritis tanpa kepasiran,penentuan laju produksi kritis tanpa terjadi coning,serta penentuan berdasarkan rate water) serta kapasitas aliran kritis (kapasitas aliran kritis terhadap gas coning,dan kapasitas aliran kritis terkadap water coning).Oleh karena itu karakteristik reservoir sangat penting untuk diketahui dan dipelajari.Agar setelah sumur tersebut dibuka hasilnya tidak akan merugikan,dan apakah sumur masih prospek jika dilakukan metode artificial lift baik gas lift,electrical submersible pump,dan sucker rod pump.
Dari studi karakteristik reservoir,berbagai jenis reservoir,dan perkiraannya,kita dapat memperkirakan laju produksi yang dihasilkan dan perencanaan metode produksi artificial lift yang paling tepat sehingga didapatkan laju produksi yang optimum.Metode produksi artificial lift terdiri dari sucker rod,gas lift,dan pompa reda (ESP).Masing-masing metode tersebut memiliki keunggulan dan kekurangan masing-masing sesuai dengan spesifikasinya.
Dengan mengetahui metode artificial lift yang paling tepat atau sesuai,dan diharapkan hasil yang diperoleh semaksimal mungkin tanpa menyebabkan biaya produksi yang terlalu tinggi.
Salah satu factor yang menentukan dalam pemilihan metode produksi artificial lift yang digunakan adalah performance atau kinerja dari reservoir yang dimiliki oleh reservoir yang akan dilakukan pengangkatan secara buatan terhadap fluida reservoir tersebut.Adanya perbedaan performance reservoir antara reservoir satu dengan reservoir yang lainnya mengharuskan seorang engineer mmilih serta merencanakan metode artificial lift yang akan digunakan,tentunya dengan juga memperhitungkan kemungkinan problem produksi yang dapat timbul,sehingga dapat meminimalkan dampak yang ditimbulkan dengan cara mempersiapkan penanganan lebih dini sehingga didapatkan laju produksi yang optimum.
Sangatlah penting untuk melakukan pemilihan metode produksi khususnya artificial lift yang tepat,karena menyangkut keekonomian dari sumur produksi suatu lapangan.Selain itu juga perlu evaluasi dan perencanaan ulang karena perubahan kondisi reservoir selama masa produksi berlangsung.
BAB II
KARAKTERISTIK RESERVOIR
Suatu metode produksi dalam operasinya tidak lepas dari pengaruh karakteristik reservoirnya.Keberhasilan operasi ini sangat bergantung pada karakteristik reservoirnya.Karakteristik reservoir ini meliputi batuan reservoir,fluida reservoir,kondisi reservoir itu sendiri,serta bagaimana heterogenitas reservoirnya. 2.1. Karakteristik Batuan Reservoir
Reservoir adalah bagian kerak bumi yang merupakan tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi.Cara terdapatnya minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat,yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi.Unsur-unsur tersebut,yaitu :
● Batuan Reservoir,sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi.Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang berongga-rongga
ataupun berpori-pori.
● Lapisan penutup (cap rock),yaitu suatu lapisan yang tidak permeable terdapat diatas suatu reservoir dan menghalang-halangi minyak dan gas bumi yang akan keluar dari reservoir
● Perangkap reservoir (reservoir trap),merupakan suatu unsur pembentuk yang bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk kunkaf ke bawah dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.
2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir
Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral.Sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan komposisi kimia.Banyak sedikitnya suatu komposisi kimia akan membentuk suatu jenis mineral tertentu.Dan banyka sedikitnya mineral-mineral akan menentukan macam batuan.
Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen,berupa batu pasir,batuan karbonat,dan shale atau kadang-kadang volkanik.Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda,begitu pula sifat fisiknya.Unsur
atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan dari sifat-sifat dari mineral yang terbentuk,baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimianya.Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposisi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus diman menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.
2.1.1.1. Batupasir
Menurut pettijohn,batupasir dibagi menjadi tiga kelompok,yaitu : Orthoquartzites,Garywacke,dan Arkose.Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya.
A. Orthoquartzites
Orthoquartzites merupakan jenis batuan yang terbentuk dari proses sedimentasi yang menghasilkan unsure silica yang tinggi,dengan tanpa mengalami metamorfosa (perubahan bentuk) dan pemadatan,terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil.Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica.Orthoquartzites merupkan jenis batuan sediment yang relative bersih yaitu bebas dari kandungan shale dan clay.Ortgoquartzite mempunyai susunan unsure silica ynag tinggi jika dibandingkan dengan unsure yang lain yaitu berkisar antara 61,7 % sampai hampir 100 %.Tabel II-1.menunjukkan komposisi kimia orthoquartzites.
Tabel II-1.
Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites (Petty John,F.J.,1957)
B. Graywacke
Graywacke merupakan jenis batu pasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir kasar,terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan.Material pengikatnya adalah clay dan carbonate.Mineral-mineral penyusun batupasir greywacke adalah chert,hornblende,carbonat chlorite-cerisite.Secara lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada Tabel II-2.Komposisi greywacke tersusun dari unsur silica dengan kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batupasir,dan kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silicat (silicate).secara terperinci komposisi kimia greywacke dapat dilihat pada Tabel II-3.
Tabel II-2.
Tabel II-3
Komposisi Kimia Batupasir Graywacke (Petty John,F.J.,1857)
C. Arkose
Arkose merupakan jenis batuan yang biasanya tersusun atas quarts sebagai mineral yang dominan.Meskipun sering kali mineral arkose feldspar lebih banyak dari quarts.
Sedangkan unsure-unsur lainnya,secara berurutan sesuai prosentasenya dirunjukkan pada Tabel II-4.
Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada table II-5.,dimana terlihat bahwa arkose mengandung lebih sedikit silica jika dibandingkan dengan orthoquartzites,tetapi kaya akan alumina,lime,potash,dan soda.
Tabel II-4.
Komposisi Kimia Mineral Arkose (PettyJohn,F.J.,1957)
Tabel II-5.
Komposisi Kimia Arkose (Petty John F.J.,1957)
2.1.1.2. Batuan Karbonat
Dalam hal ini yang dimaksud dengan batuan karbonat adalah limestone,dolomite,dan yang bersifat diantara keduanya.Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonat atau magnesium.
Istilah limestone juga dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi carbonat melebihi unsure non-carbonat-nya.Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral calcite,sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.Tabel II-6 menunjukkan komposisi kimia limestone secara lengkap.Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsure carbonat lebuh besar dari 50 % , sednagkan untuk batuan-batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomite akan mempunyai nama yang bermacam-macam tergantung dari unsure yang dikandungnya.Untuk batuan yang unsur calcite-nya melebihi dolomite disebut dolomite limestone,dan yang unsur dolomite-nya melebihi calcite disebut dengan limy,calcitic,calciferous,atau calcite dolomite.Komposisi kimia dolomite pada dasarnya hampir mirip dengan limestone,kecuali unsur MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.Tabel II-7 menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite.
Tabel II-6
Komposisi Kimia Batuan Karbonat Limestone (Petty John F.J.,1957)
Tabel II-7
Komposisi Kimia Dolomite (Petty John F.J.,1957)
2.1.1.3. Batuan Shale
Pada umumnya unsure penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58 % silicon dioxide (SiO2),15 % aluminium oxide (Al2O3),6 % iron oxide (FeO),dan
Fe2O3.2 % magnesium oxide (MgO),3 % calsium oxide (CaO),3 % potassium oxide
(K2),1 % sodium oxide (Na2),dan 5 % air (H2O).Sisanya adalah metal oxide dan
anion seperti terlihat pada Tabel II-8 dibawah ini.
Komposisi kimia shale bervariasi sesuai dengan ukuran butir,fraksi yang kasar (coarse) yang banyak mengandung silica dan untuk yang halus mengandung aluminium besi,potash,dan air.Dalam keadaan normal shale mengandung sejumlah besar kuarsa silt,bahkan jumlah ini dapat mencapai 60 %.Tetapi dalam keadaan tertentu beberapa shale bisa mengandung silica dengan kandungan tinggi yang bukan berasal dari kandungan silt.Kelebihan silica tersebut terdapat dalam bentuk kristal yang lebih baik pada quartz,chalcedony,atau opal.
Jika shale banyak mengandung besi,maka akan terbentuk pyrite (FeS2) atau
siderite (FeCO3).Potash biasanya selalu lebih banyak terdapat dibanding soda dan
dapat menghasilkan illite.Pada tabel dibawah ini memperlihatkan komposisi daripada shale
Tabel II-8
(Petty John,F.J.,1957)
2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir
Syarat yang harus dipenuhi oleh suatu batuan reservoir adalah harus mempunyai kemampuan untuk menampung dan mengalirkan fluida yang terkandung didalamnya.Dan hal ini dinyatakan dalam bentuk permeabilitas dan porositas.Porositas dan permeabilitas ini sangat erat hubungannya sehingga dapat dikatakan bahwa permeabilitas adalah tidak mungkin tanpa porositas walaupun sebaliknya belum tentu demikian,karena batuan yang bersifat porous belum tentu mempunyai sifat kelulusan terhadap fluida yang melewatinya.Sifat-sifat batuan yang lainnya adalah : wettabilitas,tekanan kapiler,saturasi,dan kompresibilitas batuan. 2.1.2.1. Porositas
Porositas (Ф) didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volime ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume) atau suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan.Besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir.Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :
Ф = Vb Vs Vb = Vb Vp ………...(2-1) Dimana :
Vb = Volume batuan total (bulk volume)
Vs = Volume padatan batuan total (volume grain) Vp = volume ruang pori-pori batuan
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua,yaitu :
1. Porositas absolute,adalah persen volume pori-pori total terhadap volume batuantotal (bulk volume).
Ф = bulkvolume total Volumepori
100 % ………..(2-2)2. Porositas efektif,adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadao volume batuan total (bulk volume).
Ф = bulkvolume ungan yangberhub Volumepori
100 % ………....(2-3)Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.
Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya,maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua,yaitu :
1.Porositas primer,adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sediment diendapkan.
2.Porositas sekunder,adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan.
Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat,batupasir,dan batu gamping.Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan,yaitu :
1.Porositas larutan,adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.
2.Rekahan,celah,kekar,yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban,seperti : lipatan,sesar,atau patahan.Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatif karena bentuknya tidak teratur.
3.Dolomitisasi,dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditranformasikan menjadi
dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :
2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2
Menurut para ahli,batu gamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar daripada batugampingnya sendiri.
Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa factor,yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya,semakin baik porositasnya),susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral),kompaksi dan sementasi.
Faktor-faktor yang mempengaruhi porositas antara lain : ● Ukuran butir atau grain size
Makin kecil ukuran butir maka rongga yang terbentuk akan semakin kecil pula dan sebaliknya jika ukuran butir besar maka rongga yang terbentuk juga semakin besar. ● Bentuk butir atau sphericity
Batuan dengan bentuk butir jelek akan memiliki porositas yang besar,sedangkan kalau bentuk butir baik maka akan memiliki porositas yang kecil
● Susunan butir
Apabila ukuran butirnya sama maka susunan butir sama dengan bentuk kubus dan mempunyai porositas yang lebih besar dibandingkan dengan bentuk rhombohedral. ● Pemilahan
Apabila butiran baik maka ada keseragaman sehingga porositasnya akan baik pula.Pemilihan yang jelek menyebabkan butiran yang berukuran kecil akan menempati rongga diantara butiran yang lebih besar akibatnya porositasnya rendah. ● Komposisi mineral
Apabila penyusun batuan terdiri dari mineral-mineral yang mudah larut seperti golongan karbonat maka porositasnya akan baik karena rongga-rongga akibat proses pelarutan dari batuan tersebut.
● Sementasi
Material semen pada dasarnya akan mengurangi harga porositas.Material yang dapat berwujud semen adalah silica,oksida besi dan mineral lempung.
● Kompaksi dan pemampatan
Adanya kompaksi dan pemampatan akan mengurangi harga porositas.Apabila batuan terkubur semakin dalam maka porositasnya akan semakin kecil yang diakibatkan karena adanya penambahan beban.
Besar–kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir (susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, dan sementasi. Susunan butir dapat dilihat pada gambar 2.1.
Gambar 2.1. Tipe Porositas Reservoir ( Batupasir dan Batugamping)
2.1.2.2.Wettabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain yang tidak saling mencampur.Apabila dua fmuida bersinggungan dengan benda padat,maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut,hal ini disebabkan adanya gaya adhesi.Dalam system minyak-air benda
padat (Gambar 2.2),gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda
padat adalah:
AT =
SO -
SW =
WO cos WO……….(2-4) dimana :
SO = tegangan permukaan minyak-benda padat,dyne/cm
SW = tegangan permukaan air-benda padat,dyne/cm
WO = tegangan permukaan minyak-air,dyne/cm WO = sudut kontak minyak-air
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip ( < 90O),yang berarti batuan bersifat water wet.Sedangkan bila air tidak membasahi
zat padat maka tegangan adhesinya negative ( > 900),berarti batuan bersifat oil wet.
Distribusi cairan dalam system pori-pori batuan tergantung pada sifat kebasahan.Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahi ada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiran batuan.Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi kontinyu dan secara mutlak terdapat pada permukaan butiran.
Gambar 2.2.
Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan (Armyx,J.W.,Base Jr,D.M.,and Whitting,R.L.,1960) 2.1.2.3. Tekanan Kapiler
Tekanan Kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya permukaan yang memisahkan mereka.Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa”(Pnw) dengan fluida “Wetting fasa”(Pw) atau :
Pc = Pnw-Pw ……….….(2-5) Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung.Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.
Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya.Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut : Pc = r cos 2 = .g.h ………...……(2-6) dimana : Pc = tekanan kapiler
= tegangan permukaan antara dua fluida cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida r = jari-jari lengkung pori-pori
= perbedaan densitas dua fluida
g = percepatan gravitasi h = tinggi kolam
Dari persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian diatas permukaan air bebas (oil-water contact),sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw).Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.
Dari persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang,sementara factor lainnya tetap.Hal ini berarti bahwa
reservoir gas yang terdapat kontak gas-air,perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum.Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang.Konsep ini ditunjukkan dalam gambar 2.3.Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah,seperti terlihat pada Gambar 2.3.
Tekanan kapiler juga dapat dinyatakan sebagai fungsi ketinggian.Adanya connate water yang terdapat pada keliling butiran akan cenderung mengisi celah-celah yang sempit maka akan terdapat beda tekanan pada sebelah menyebelah batas antara permukaan dari kedua fasa tersebut.
Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak maupun gas :
● Mengontrol distribusi saturasi didalam reservoir
● Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.
Gambar 2.3. Kurva Tekanan Kapiler
(Armyx,J.W.,Base Jr,D.M.,and Whitting,R.L.,1960) 2.1.2.4. Saturasi Fluida
Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida,kemungkinan terdapat air,minyak,dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir.
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori-pori-pori total pada suatu batuna berpori.
Saturasi minyak (So) adalah :
So = Volume.porivolume pori.pori.yang pori.diisi.total.oleh.minyak ………. (2-7)
Saturasi air (Sw) adalah :
Sw = Volumevolume.pori.pori pori.poriyang.total.diisi.air ……… (2-8)
Saturasi gas (Sg) adalah :
Sg = volumevolume.pori.poripori.yangpori.diisi.total.oleh.gas………. (2-9)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :
Sg + So + Sw = 1………..(2-10) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :
So + Sw = 1………..…….(2-11) Terdapat tiga factor yang penting mengenai saturasi fluida,yaitu :
● Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir,saturasi air cenderung lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous.Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatip akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relative rendah.Demikian juga untuk bagian atas dari
struktur reservoir berlaku sebaliknya.Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida.
● Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak.Jika minyak diproduksikan maka tempatnya direservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas,sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak,saturasi fluida berubah secara kontinyu.
● Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon.Jika volume contoh batuan adalah V,ruang pori-porinya adalah .V,maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :
● So. .V + Sg. .V = (1-Sw). .V ………...(2-12)
2.1.2.5. Permeabilitas
Disamping sifat porous,maka batuan reservoir harus bersifat permeable,dimana menyangkut aliran fluida melalui media berpori pada laju tertentu sebagai akibat adanya perbedaan tekanan.
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori-pori dalam batuan.
Definisi kuantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan mepiris dengan bentuk differensial sebagai berikut :
V = − k ● dL dP ………...(2-13) dimana : V = Kecepatan aliran,cm/sec
= Viscositas fluida yang mengalir,cp
dP/dL = Gradien tekanan dalam arah aliran,atm/cm k = Permeabilitas media berpori,darcy
Tanda negative dalam persamaan 2-13 menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah,maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.
Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan 2-13 adalah:
1. Alirannya mantap (steady state) 2. Fluida yang mengalir satu fasa
3. Viscositas fluida yang mengalir konstan 4. Kondisi aliran isothermal
5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal 6. Fluidanya incompressible
Dalam batuan reservoir,permeabilitas dibedakan menjadi tiga,yaitu :
● Permeabilitas absolute,adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa,misal hanya minyak atau gas saja.
● Permeabilitas efektif,adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa,misalnya minyak dan air,air dan gas,gas dan minyak atau ketiga-tiganya.
● Permeabilitas relative adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolute.
Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy.dalam percobaan ini,Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air.Batupasir silindris yang porous ini 100 % dijenuhi cairan dengan viscositas ,dengan luas penampang A,dan panjangnya L.Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan
laju sebesar Q,sedangkan P2 adalah tekanan keluar.
Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. .L/A.(P1-P2) adalah konstan
dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan,perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan.Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulent,maka diperoleh harga permeabilitas absolute batuan.
K = A.(QP1..LP2) ………..(2-14)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
K(Darcy) = Q(cmA3(sqcm/sec).).((Pcentipoise1P2)(atm)L)(cm) ……….(2-15)
Dari persamaan 2-14 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial,masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible.
Pada prakteknya direservoir,jarang sekali terjadi aliran satu fasa,kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa.Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektip dan permebilitas relatip.Harga permeabilitas efektip dinyatakan sebagai Ko,Kg,Kw,dimana masing-masing untuk minyak,gas,dan air.sedangkan permeabilitas relative dinyatakan sebagai berikut :
Kro = K Ko Krg = K Kg Krw = K Kw
dimana masing-masing untuk permeabilitas relatip minyak,gas,dan air.Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk system satu fasa,hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan.Laju aliran minyak adalah Qo dan air adalah Qw.Jadi volume total (Qo + Qw) akan mengalir melalui pori-pori batuan per satuan waktu,dengan perbandingan minyak-air permulaan,pada aliran ini tidak akan sama.
2.1.2.6. Kompresibilitas
Menurut Geerstma ( 1957 ) terdapat tiga konsep kompresibilitas batuan, antara lain:
● Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
● Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
● Kompresibilitas pori–pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori–pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori–pori batuan dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir khususnya.
Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain :
1. Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori–pori batuan
2. Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure).
Pengosongan fluida dari ruang pori–pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir–butir batuan, pori–pori dan volume total (bulk) batuan reservoir.
Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya.
Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau : C V dV dP r r r 1 . ,...(2-16)
Sedangkan perubahan bentuk volume pori–pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :
C V dV dP p p p 1 . * ,...(2.17) dimana :
Vp = volume pori–pori batuan
P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan P* = tekanan luar (tekanan overburden).
Pada saat fluida dalam pori batuan berkurang maka terjadi pengosongan ruang pori, kondisi ini menyebabkan tekanan di dalam pori berkurang karena berat batuan di atasnya maka batuan akan terkompaksi dan ruang pori semakin mengecil. Jika suatu saat akan dilakukan perhitungan cadangan setelah produksi berjalan beberapa waktu, maka faktor kompresibilitas ini perlu dipertimbangkan. Hal ini menyatakan bahwa kompresibilitas volume pori adalah merupakan fungsi porositas
Gambar.2.4. Kurva Kompresibilitas Pori-Pori Batuan Rata-rata dari dua test kompresibilitas @ 91º F
Test kompresibilitas @ 146 º F 2.2.Karakteristik Fluida Reservoir
Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori–pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat–sifat dari fluida hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon,
menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain–lain.
Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama–sama dengan endapan minyak.
2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir
Fluida reservoir dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.
2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon
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 hidrokarbon jenuh dan tak jenuh serta hidrokarbon rantai tertutup (susunan cincin) meliputi hidrokarbon siklik alifatik dan hidrokarbon aromatik. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat–sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya.
Rantai Terbuka
Rantai terbuka adalah suatu susunan hidrokarbon yang urutan atom C membentuk suatu susunan yang rantai pengikatnya memanjang. Rangkaian terbuka disini meliputi hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tidak jenuh.
Hidrokarbon Jenuh
Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum CnH2n+2 dan
mempunyai ciri atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal tiap-tiap valensi atom karbon berhubungan
dengan atom karbon yang disebelahnya, jadi batas kejenuhan dengan atom-atom hidrogen telah tercapai.
Seri homolog hidrokarbon ini biasa dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran “-ana” (Inggris : “-ane”). Golongan hidrokarbon ini sering disebut juga sebagai hidrokarbon golongan Parafin atau golongan Alkana.
Contoh dari anggota seri homolog ini seperti heksana untuk senyawa yang mempunyai enam atom karbon, heptana untuk senyawa yang mempunyai tujuh atom karbon, dan seterusnya. Tabel 2.9 di bawah ini menunjukkan contoh dari nama-nama anggota seri homolog ini sesuai dengan jumlah atom karbonnya.
Tabel II-9
Sifat-sifat Fisik Alkana ( CnH2n+2 )
N Nama Titik Didih
oF Titik Leleh oF Gravitasi Spesifik 60o / 60 oF 1 Metana – 258.7 – 296.6 2 Etana – 127.5 – 297.9 3 Propana – 43.7 – 305.8 0.508 4 Butana 31.1 – 217.0 0.584 5 Pentana 96.9 – 201.5 0.631 6 Heksana 155.7 – 139.6 0.664 7 Heptana 209.2 – 131.1 0.688 8 Oktana 258.2 – 70.2 0.707 9 Nonana 303.4 – 64.3 0.722 10 Dekana 345.5 – 21.4 0.734 11 Undekana 384.6 – 15 0.740 12 Dodekana 421.3 14 0.749 15 Pentadekana 519.1 50 0.769 20 Eikosana 648.9 99
30 Triakontana 835.5 151
Seri n-alkana yang diberikan pada Tabel 2.9 memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang tidak begitu tajam. Pada tekanan dan temperatur normal, empat alkana yang pertama merupakan gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon, maka mulai pentana ( C5H12 ) sampai
hepta dekana ( C17H36 ) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang mengandung 18
atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid).
Alkana dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisik yang kurang beraturan. Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan di dalam gaya antar molekul (intermolekuler force) yang menghasilkan perbedaan pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana.
Hidrokarbon Tidak Jenuh
Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom karbon ( C ) yang berdekatan. Oleh karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telah digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua atau rangkap tiga yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena dengan rumus umum CnH2n.
Dalam keadaan yang menguntungkan, hidrokarbon tak jenuh dapat menjadi jenuh dengan penambahan atom-atom hidrokarbon pada rantai ikatan tersebut.
Secara garis besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti sifat-sifat fisik alkana, sebagai bahan perbandingan sifat-sifat fisik alkena, dapat dilihat pada Tabel 2.10. Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana peningkatannya mendekati 20 – 30 C untuk setiap penambahan atom karbon.
Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih reaktif bila dibandingkan dengan alkana. Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang telah dijelaskan diatas hanya mempunyai satu ikatan rangkap yang lebih dikenal dengan deretan olefin, tetapi ada juga diantara senyawa-senyawa hidrokarbon yang mengandung dua atau lebih ikatan ganda (double bond), seperti alkadiena, alkatriena, serta alkatetraena.
Tabel II-10
Sifat–Sifat Fisik Alkena
Nama Rumus Titik
Didih, oF Titik Leleh, oF Spesifik Gravity 60o / 60 oF Etilena CH2 =CH2 – 154.6 – 272.5 Propilena CH2=CHCH3 – 53.9 – 301.4 1 – butena CH2=CH CH2CH3 20.7 – 301.6 0.601 1 – pentena CH2=CH( CH2 )2CH3 86 – 265.4 0.646 1 – heksena CH2=CH( CH2 )3CH3 146 – 216 0.675 1 – heptena CH2=CH( CH2 )4CH3 199 – 182 0.698 1 – oktena CH2=CH( CH2 )5CH3 252 – 155 0.716 1 – nonena CH2=CH( CH2 )6CH3 295 0.731 1 – dekena CH2=CH( CH2 )7CH3 340 0.743
Selain ikatan ganda, senyawa hidrokarbon tak jenuh ada juga yang mempunyai ikatan rangkap tiga (triple bond) yang dikenal sebagai deretan asetilen. Rumus umum deretan asetilen adalah CnH2n – 2, dimana dalam tiap molekul terdapat
ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang berdekatan. Pemberian nama untuk deret ini sama dengan untuk deret alkena dengan memberi akhiran “-una” (Inggris : “yne”).
Sifat-sifat fisik deret asetilen ini hampir sama dengan alkana dan alkena, sedang sifat–sifat kimianya hampir sama dengan alkena, dimana keduanya lebih reaktif dari alkana.
Rantai Tertutup
Rantai tertutup adalah suatu susunan hidrokarbon yang urutan atom karbon (C ) membentuk suatu susunan yang rantai pengikatnya membentuk lingkaran/cincin. Rantai tertutup disini meliputi Golongan Naftena Aromat yang Polisiklis dan Golongan Aromatik.
Golongan Naftena Aromat yang Polisiklis
Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunan atom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau dikenal juga sebagai naftena, sikloparafin atau hidrokarbon alisiklik. Disebut sikloparafin karena sifat–sifatnya mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada Tabel 2.11. Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftena atau sikloparafin ini adalah CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus
untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda.
Golongan Aromatik
Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa–senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n – 6,
dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang–seling.
Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah–olah memberi petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah demikian, walaupun golongan ini tidak sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan
olefin. Ikatan–ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya.
Pada suatu suhu dan tekanan standard, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF. Nama hidrokarbon aromatik diberikan karena
anggota deret ini banyak yang memberikan bau harum. Tabel II-11
Sifat–sifat Fisik Hidrokarbon Naftena Aromat yang Polisiklis
Nama Titik Didih, oF Titik Leleh oF Gravitasi Spesifik, 60o / 60 oF Siklopropana – 27 – 197 Siklobutana 55 – 112 Siklopentana 121 – 137 0.750 Sikloheksana 177 44 0.783 Sikloheptana 244 10 0.810 Siklooktana 300 57 0.830 Metilsiklopentana 161 – 224 0.754 Cis – 1, 2 – dimetilsiklopentana 210 – 80 0.772 Trans – 1, 2 – dimetilsiklopentana 198 – 184 0.750 Metilsikloheksana 214 – 196 0.774 Siklopentena 115 – 135 0.774 1, 3 – siklopentadiena 108 – 121 0.798 Sikloheksena 181 – 155 0.810 1,3 – sikloheksadiena 177 – 144 0.840 1,4 – sikloheksadiena 189 – 56 0.847
Jenis Kandungan Ion Penyusun Air Formasi
Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda–beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat–sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata–rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi. Sehingga studi mengenai ion–ion air formasi dan sifat–sifat fisiknya ini menjadi penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya plugging (penyumbat) pada formasi dan korosi pada peralatan di bawah dan di atas permukaan.
Air formasi tersebut terdiri dari bahan–bahan mineral, misalnya kombinasi metal–metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan aluminium serta bahan–bahan organis seperti asam nafta dan asam gemuk. Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi terdiri dari kation-ion–kation-ion Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-ion-anion-ion chlorida, CO3, HCO3, dan SO4.
Jumlah Kandungan Ion Penyusun Air Formasi
Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm) . Kation-kation air formasi antara lain adalah : Kalsium ( Ca++ ), Magnesium ( Mg++ ),
Natrium ( Na+ ), Ferrum ( Fe+ ), dan Barium ( Ba++ ). Sedangkan yang termasuk
anion-anion air formasi adalah Klorida ( Cl– ), Karbonat ( CO
3 ) dan Bikarbonat ( HCO3 ),
serta Sulfat ( SO4 ).
2.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir
Beberapa sifat fisik fluida yang perlu diketahui adalah : densitas, viskositas, factor volume formasi, dan kompresibilitas
2.2.2.1. Sifat Fisik Gas A. Berat Jenis
Berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standart. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan
temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standart adalah udara kering. Secara sistematis berat jenis gas :
BJ gas = gu ,...(2-18)
Dimana :
ρg = rapatan gas ρu = rapatan udara
Definisi dari rapatan gas ρg = MP/RT, dimana M adalah berat molekul gas, P adalah Tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur, sehingga biula gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat dituliskan dengan persamaan sebagai berikut : Bj gas =
97
,
28
Mg
T
R
P
Mu
R
T
P
Mg
,...(2-19)Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis gas dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut :
Bj gas = (BMtampak28,97 )gas ,...(2-20)
B. Viskositas
Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanannya dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair.
Salah satu cara untuk menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carr et al), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas–gas ikutan,
seperti H2S, CO2, dan N2. Adanya gas–gas non–hidrokarbon tersebut akan
memperbesar viskositas gas campuran. C. Faktor Volume Formasi
Faktor volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar, dapat dituliskan :
B V V g res sc ,...(2-21) atau : B z T P res bbl scf g 0 00504. ,...(2-22) D. Kompressibilitas
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas gas dapat dinyatakan dengan persamaan :
dP dV v Cg 1 , ...(2-23)
2.2.2.2. Sifat Fisik Minyak A. Viskositas Minyak
Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir.
Viskositas dinyatakan dengan persamaan :
dvFA dy ,...(2-24) dimana : = viskositas, gr / (cm.sec)F = shear stress
A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2
dv
dy = gradient kecepatan, cm / ( sec.cm ).
Viskositas minyak dipengaruhi oleh P, T, dan Rs. Hubungan antara viskositas
minyak ( o ) terhadap P dan T dapat dilihat pada Gambar 2.5.
Gambar 2.5.
Pengaruh Viscositas Minyak terhadap berbagai Tekanan B. Berat Jenis Minyak
Berat Jenis Minyak sering dinyatakan dalam Spesific Gravity. Hubungan antara Berat Jenis Minyak dengan Spesific Gravity didasarkan pada berat jenis air, dengan persamaan yang dapat dituliskan sebagai berikut :
SG minyak = w o ,... (2.25) Dengan keterangan: o = densitas minyak w = densitas air
Didalam dunia perminyakan, Spesific Gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan 0API. Hubungan antara SG minyak dengan 0API dapat dirumuskan
sebagai berikut :
0API = 141,5 131,5
SG ,...(2-26)
C. Faktor Volume Formasi
Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.
Gambar 2.6. Harga Bo terhadap Tekanan Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris :
Bo = 0.972 + 0.000147.F1.175 ,...(2-27) F Rs g T o . . 125 ,...(2-28) dimana :
Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf / stb
o = specific gravity minyak, lb / cuft
g = specific gravity gas, lb / cuft
Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana :
Tekanan dibawah Pb ( P < Pb ), Bo akan turun akibat sebagaian gas
terbebaskan.Tekanan diantara Pi dan Pb ( Pb < P < Pi ), Bo akan naik sebagai akibat
terjadinya pengembangan gas. D. Kompressibilitas Minyak
Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:
Co V1 dVdP ,...(2-29)
Pers. 2-29. dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :
C B B B P P o ob oi oi i b ,...(2-30) dimana :Bob = faktor volume formasi pada tekanan bubble point
Boi = faktor volume formasi pada tekanan reservoir
Pi = tekanan reservoir
Pb = tekanan bubble point
E. Kelarutan Gas Dalam Minyak
Kelarutan gas ( Rs ) adalah banyaknya volume gas yang terbebaskan (pada
kondisi standar) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel ditunujkkan pada Gambar 2.7.
Gambar 2.7.
Rs terhadap berbagai harga Tekanan Faktor yang mempengaruhi Rs adalah :
Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding lurus dengan tekanan .Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya gravitasi minyak.Temperatur, Rs akan
berkurang dengan naiknya temperatur. 2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi
Seperti halnya minyak dan gas, maka sifat fisik air formasi yang akan dibahas lebih lanjut adalah : berat jenis, viskositas,kelarutan gas dalam air formasi, faktor volume formasi air formasi, dan kompresibilitas air formasi.
A. Viskositas Air Formasi
Viskositas Air Formasi akan meningkat terhadap turunnya temperatur dan terhadap naiknya tekanan seperti terlihat pada gambar 2.8, yang merupakan hubungan antara kekntalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur. Kegunaan mengetahui perilaku kekntalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.
Gambar 2.8.
Viskositas Air Formasi sebagai fungsi P dan T
B. Spesific Gravity Air Formasi
Densitas Air Formasi pada kondisi reservoir dapat ditentukan degan cara membagi densitas air formasi pada kondisi standart dengan Faktor Volume Formasinya pada kondisi reservoir, secara matematis dapat dituliskan sebagai :
w wst wres B ,……….(2-31) dimana :
w res = densitas air formasi pada kondisi reservoir, lb/cuft
w standart= densitas air formasi pada kondisi standart, lb/cuft
Bw = Faktor Volume Formasi Air Asin (brine water).
Pada Kondisi standart (14,7 psia dan 60OF) densitas air formasi dinyatakan sebagai
fungsi total padatan.
C. Kompressibilitas Air Formasi
Kompresibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompresibilitas air murni tanpa adanya gas terlarut didalamnya ditunjukkan pada Gambar 2.9.
Kompresibilitas air murni pada suhu konstan dinyatakan dalam persamaan berikut C V P wp V 1 ,...(2-32) dimana :
V = volume air murni, bbl
V = perubahan volume air murni, bbl P = perubahan tekanan, psi.
Selain itu kompresibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan :
Cw = Cwp( 1 + 0.0088 Rsw ) ,...(2-33)
dimana :
Rsw = kelarutan gas dalam air formasi
Cwp = kompresibilitas air murni, psi – 1
Cw = kompresibilitas air formasi, psi – 1
Gambar 2.9.
Kompresibilitas Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T D. Kelarutan Gas Dalam Air Formasi
Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi
mula–mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam.
Dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.10.
Gambar 2.10.
Kelarutan Gas dalam Air Formasi SebagaiFungsi P dan T E. Faktor Volume Air Formasi
Faktor volume formasi air formasi ( Bw ) menunjukkan perubahan volume air
formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu.
Faktor volume formasi air–formasi bisa ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :
Bw = ( 1 + Vwp )( 1 + Vwt ) ,………...(2-34)
dimana :
Vwt = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, faktor ini
ditentukan dengan menggunakan Gambar 2.11.
Vwp = penurunan volume selama penurunan tekanan, faktor ini ditentukan
dengan menggunakan Gambar 2.12.
Gambar 2.11.
ΔVwt Sebagai Fungsi Suhu Reservoir
Gambar 2.12.
Faktor volume formasi air formasi meningkat, hal ini disebabkan oleh pengembangan air formasi pada tekanan dibawah tekanan jenuh, gas keluar dari larutan tetapi karena rendahnya kelarutan gas dalam air formasi, maka penyusutan fasa cair relatif kecil. Biasanya penyusutan ini tidak cukup untuk mengimbangi pengembangan air formasi pada penurunan tekanan, sehingga faktor volume formasi air–formasi terus meningkat dibawah tekanan jenuh.
2.3. Kondisi Reservoir
Kondisi reservoir sangat perlu diketahui, hal ini berguna untuk mengetahui diantaranya kandungan clay dan garam dimana berpengaruh dalam perencanaan fluida pemboran, jenis batuan formasi baik sifat fisik dan sifat mineralnya dapat dianalisa untuk menentukan lumpur yang sesuai pada masing-masing formasinya, maupun tekanan dan temperatur formasi. Tekanan dan temperatur dari formasi merupakan besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap kondisi bawah permukaan, baik terhadap batuan maupun terhadap fluidanya (air, minyak maupun gas). Tekanan dan temperatur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu adanya faktor kedalaman, letak dari lapisan serta kandungan fluidanya.
2.3.1. Tekanan Reservoir
Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan itu terjadi oleh milyaran tabrakan diantara berbagai molekul fluida atau di dinding tersebut pada setiap detik. Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari :
1. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan oleh adanya beban formasi diatasnya (overburden).
2. Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan.
Pada hakekatnya untuk tekanan dapat terjadi oleh satu atau kedua sebab sebagai berikut :
Tekanan ini disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan diatasnya. Secara matematis tekanan hidrostatik dapat dituliskan sebagai berikut : Ph = 0.052 ρ h , (psi)...( 2-35) Atau :
Ph = (ρ/10) h ,(psi)...( 2-36) Dimana :
ρ = densitas fluida, (ppg atau gr/cc) Ph = tekanan hidrostatik, (psi atau ksc) h = tinggi kolom fluida, (ft atau meter).
Gradien hidrostatik untuk air murni adalah 0,433 psi/ft, sedangkan air asin adalah 0,465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut disebut tekanan abnormal.
B. Tekanan Overburden
Tekanan formasi dalam hal ini adalah tekanan overburden. Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan diatasnya atau besarnya tekanan yang diakibatkan oleh berat seluruh beban yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas.
area luas cairan berat material berat Pob ………... ………... (2-37)
Gradien tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dan tiap kedalaman. D P G ob ob ………...(2 -38) dimana :
Gob = gradien tekanan overburden, psi/ft
D = kedalaman, ft
Pada operasi pemboran dikenal pula istilah tekanan rekah formasi. Tekanan rekah formasi adalah tekanan maksimal yang masih dapat ditanggung oleh formasi sebelum formasi tersebut pecah.Tekanan rekah formasi ditentukan dengan melakukan Leakoff test. Leakoff test ini adalah pengujian tekanan rekah dibawah kaki casing yang dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui besarnya tekanan rekah formasi, sehingga nantinya dengan mendesain densitas lumpur serta semen tidak melebihi tekanan rekah formasinya.
2.3.2. Temperatur Reservoir
Temperatur formasi akan bertambah terhadap kedalamannya, yang sering disebut dengan gradien geothermal. Gradien geothermis yang tinggi sekitar 4oF/100
ft, sedangkan yang terendah 0,5oF/100 ft. Besarnya gradien geothermal / temperatur
tersebut bervariasi dari satu tempat dengan tempat yang lainnya dan tergantung pada sifat daya hantar panas batuannya, tetapi umumnya harga tersebut adalah 2 0F / 100
ft.
Hubungan antara temperatur versus kedalaman merupakan fungsi linier, yang secara matematis dapat juga ditulis dengan persamaan sebagai berikut :
Td = Ta + G.D ………. ...( 2-39) Dimana :
Td = temperatur formasi pada kedalaman tertentu D ft, 0F
Ta = temperatur rata-rata di permukaan, 0F
G = gradien temperatur, 0F / 100 ft
D = kedalaman, ft
Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi sumur dengan melakukan drill stem test. Temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali bila dilakukan proses stimulasi, karena adanya proses pemanasan. Gambar 2.13. memperlihatkan suatu contoh kurva hubungan antara
temperatur versus kedalaman. Kurva tersebut merupakan hasil survey dari suatu lapangan.
Gambar 2.13.
Gradien Temperatur Terhadap Kedalaman Suatu Lapangan 2.4. Jenis-jenis Reservoir
Data-data karakteristik reservoir juga tergantung pada jenis-jenis reservoirnya.Jenis-jenis reservoir ini dikelompokkan menjadi tiga macam, yaitu : 1.Berdasarkan Perangkap Reservoir (Perangkap Struktur,Perangkap
Stratigrafi,Perangkap Kombinasi)
2.Berdasarkan Fasa Fluida Reservoir (Reservoir Gas,Reservoir Gas Kondensat,Reservoir Minyak)
3.Berdasarkan Mekanisme Pendorong ( Solution Gas Drive Reservoir,Gas Cap Drive Reservoir,Water Drive Reservoir,Segregation Gas Drive Reservoir,Combination Drive Reservoir )
2.4.1. Berdasarkan Jenis Perangkap Reservoir
Jenis-jenis reservoir berdasarkan perangkapnya dapat dibagi menjdai tiga jenis yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi struktur dengan stratigrafi.
2.4.1.1. Perangkap Struktur
Perangkap Struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Perangkap struktur ini dapat terjadi karena adanya gejala tektonik atau struktur, yaitu perlipatan dan patahan.Perangkap ini memiliki kontinuitas sifat fisik batuan secara lateral yang relatif luas dan lapisan air cukup memberi tenaga dorong minyak untuk bergerak ke dasar sumur kemudian ke permukaan. Perangkap struktur ditunjukkan pada gambar 2.14.
Perangkap lipatan terjadi disebabkan oleh struktur perlipatan, menurut bentuknya dibedakan menjadi beberapa bentuk, yaitu symmetrical, unsymmetrical dan recument.
Gambar 2.14.
Suatu patahan dapat juga berfungsi sebagai penyekat akumulasi minyak. Patahan yang berdiri sendiri tidak dapat membentuk perangkap, maka harus ada unsure lain seperti kemiringan wilayah, dua patahan yang berpotongan, pelengkungan, perlipatan lapisan.
2.4.1.2. Perangkap Stratigrafi
Perangkap Stratigrafi merupakan perangkap yang mengalami perubahan permeabilitas dan porositas secara lateral dan perubahan ini mengarah pada harga yang lebih kecil. Sehingga minyak dapat terjebak dalam bentuk lensa, pinch oil dan fingering. Bentuk lain perangkap stratigrafi adalah ketidakselarasan, yaitu bila suatu lapisan berakhir ke suatu arah yang disebabkan oleh adanya ketidak selarasan dibagian atasnya. Gambar 2.14. menunjukkan Perangkap ketidak selarasan dan gambar 2.15. menunjukkan gambar perangkap kombinasi.
Gambar 2.15.
Perangkap Ketidak selarasan 2.4.1.3. Perangkap Kombinasi
Perangkap yang banyak ditemukan dilapangan adalah perangkap kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi, dan hampir tidak ada suatu reservoir yang hanya terdiri dari satu jenis perangkap saja. Pada perangkap ini setiap
unsur struktur dan stratigrafi akan merupakan unsur pembatas secara bersama-sama, sehingga hidrokarbon dapat terakumulasi.
Gambar 2.16.
Kombinasi perangkap stratigrafi dan sturuktur lipatan dimana di suatu pihak lapisan reservoir membaji
2.4.2. Berdasarkan Mekanisme Pendorong Reservoir
Telah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoirnya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongny. Jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu : water drive, gas cap drive, depletion drive, segregation drive, combination drive.
2.4.2.1. Solution Gas Drive Reservoir
Reservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbon– hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi gas. Kemudian gas
yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi.
Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori–pori batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil ( belum membentuk fasa yang kontinyu ), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan.
Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada sela–sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan rasio gas–minyak reservoir. Rasio gas–minyak produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori–pori tersebut mulai bisa mengalir, hal ini terus–menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah.
Bila tekanan telah cukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini minyak–gas produksi dan rasio minyak–gas reservoir harganya hampir sama.
Recovery yang mungkin diperoleh sekitar 5 – 30 %. Dengan demikian untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir–hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir–hampir tidak dapat terproduksi.
Gambar 2.17.
Solution Gas Drive Reservoir
Gambar 2.18.
Karakteristik Tekanan, PI dan GOR Pada Solution Gas Drive Reservoir
2.4.2.2. Gas Cap Drive Reservoir
Dalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadang–kadang pada kondisi reservoirnya komponen–komponen ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan. Bila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri.
Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive.
Hal ini disebabkan bila volume gas cap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas cap, dengan demikian minyak akan bertambah ringan, encer, dan mudah untuk mengalir menuju lubang.
Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampir–hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatif kecil penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoirnya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar 20 – 40 %, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive.
Gambar 2.19. Gas Cap Drive Reservoir 2.4.2.3. Water Drive Reservoir
Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama–sama dengan minyak pada batuan reservoirnya. Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori–pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. Dengan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil.
Rasio gas–minyak untuk reservoir jenis ini relatif lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatif akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah mencapai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi.
Untuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35 – 75% dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa ( residual oil ) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit.
Gambar 2.20. Water Drive Reservoir
Gambar 2.21.
Karakteristik Tekanan, PI dan GOR Pada Water Drive Reservoir 2.4.2.4. Segregation Gas Drive Reservoir
Segregation drive reservoir atau gravity drainage merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi).
Gravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini. Demikian pula dengan reservoir–reservoir yang mempunyai energi pendorong lainnya. Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan penentuan tudung gas sekunder (secondary gas cap). Pada awal dari reservoir ini, gas
