1
BAB I
TEKNIK RESERVOIR
Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon, gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi. Unsur-unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut :
1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous dan permeable.
2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.
3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir.
Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan
1.1. Karakteristik Batuan Reservoir
Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk.
Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang volkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai
2
komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.1.
Sandstone 100 %
Shale 100 % Limestone
100 %
SandstoneLimy Shaly Sandstone
Sandy
Limestone Sandy
Shale
Shaly
Limestone Limy Shale
Gambar 1.1. Diagram Komponen Penyusun Batuan
Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur- unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.
1.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir
Unsur-unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui, karena jenis dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya.
a. Batuan Pasir
Batupasir (sandstone) merupakan batuan yang paling sering dijumpai di lapangan, 60 % daripada semua batuan reservoar adalah batupasir. Batupasir merupakan hasil dari proses sedimentasi mekanik, yaitu berasal dari proses pelapukan dan disintegrasi, yang kemudian tertransportasi serta mengalami proses kompaksi dan pengendapan.
3 b. Batuan Karbonat
Batuan karbonat yang dimaksud dalam bahasan ini adalah limestone, dolomite, dan yang bersifat diantara keduanya. Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % calciumcarbonate atau magnesium. Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral calcite, sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.
Dolomit adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsur karbonat lebih besar dari 50%.
c. Batuan Shale
Batuan shale mempunyai butir yang halus dan mempunyai permeabilitas yang mendekati nol (impermeable). Batuan ini dapat menjadi batuan reservoir bila mengalami perekahan dan pelarutan.
Komposisi dasar shale adalah mineral clay. Tipe clay yang sering terdapat dalam formasi hidrokarbon, yaitu : Montmorillonite, Illite dan Kaolinite.
1.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir
Sifat-sifat batuan yang menjadi perhatian dalam setiap kegiatan eksploitasi minyak dan gas bumi, diantaranya adalah porositas, permeabilitas absolut, permeabilitas relative, tekanan kapiler, dan saturasi fluida. Porositas dan saturasi fluida digunakan dalam perhitungan cadangan gas dan minyak. Permeabilitas digunakan untuk memperkirakan kemampuan fluida mengalir di reservoir.
Tekanan kapiler digunakan untuk mengidentifikasi zona-zona di reservoir dan untuk memperkirakan permeabilitas relatif.
a. Porositas
Porositas () menggambarkan persantase dari total ruang pori batuan yang tersedia untuk ditempati oleh suatu fluida reservoir yaitu minyak, gas dan air. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan
4
menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :
…………...………...(1-1)
Keterangan :
= Porositas, %
Vb = volume batuan total (bulk volume), cm3
Vg = volume padatan batuan total (volume grain), cm3 Vp = volume ruang pori-pori batuan, cm3
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
% volume 100
bulk
total pori
volume
………(1-2)
Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.
% volume 100
bulk
n berhubunga yang
pori volume
…………(1-3)
Connected or Effective Porosity
Isolated or Non-Effec tive Porosity
Total Porosity
Gambar 1.2.Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan Porositas Absolut Batuan
j=Vb-Vg
Vb x100%=Vp
Vbx100%
5
Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.
Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.
Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir, dan batu gamping.
Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu :
Porositas larutan, adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.
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 kuantitatip karena bentuknya tidak teratur.
Dolomitisasi, dalam proses ini batu gamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau berdasarkan reaksi kimia berikut :
2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2
Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu
Ukuran dan Bentuk Butir
Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari seluruh batuan, tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-pori antar butir.
Sedangkan bentuk butir didasarkan pada bentuk penyudutan (ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai standar dipakai bentuk bola,
6
jika bentuk butiran mendekati bola maka porositas batuan akan lebih meningkat dibandingkan bentuk yang menyudut.
Distribusi dan Penyusunan Butiran
Distribusi maksudnya penyebaran dari berbagai macam besar butir yang tergantung pada proses sedimentasi dari batuan. Umumnya, jika batuan tersebut diendapkan oleh arus kuat maka besar butir akan sama besar. Sedangkan susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan.
90o
90o 90o
a. Cubic (porosity = 47,6 %)
90o
90o 90o
b. Rhombohedral (porosity = 25,96 %) Gambar 1.3.Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas
Derajat Sementasi dan Kompaksi
Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori batuan akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat.
Sedangkan sementasi pada batuan akan menutup pori-pori batuan tersebut.Adapun gambaran dari berbagai faktor tersebut di atas dapat dibuktikan dari hasil penelitian yang dilakukan oleh Nanz dengan Alat yang digunakan sieve analysis sebagaimana yang terlihat pada gambar berikut :
7
Gambar 1.4.Distribusi Kumulatif Ukuran Butiran dari Graywacke a). Batu pasir b). Shalysand
Berikut ini adalah ukuran porositas yang sering digunakan sebagai pegangan di lapangan:
Tabel 1.1. Ukuran Porositas di Lapangan
b. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran suatu ruang pori batuan yang dapat dialiri atau dilewati fluida. Definisi kuantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut :
dL x dP v k
………...….(1-4) Keterangan :
v = kecepatan aliran, cm/sec
= viskositas fluida yang mengalir, cp
Porositas (%) Kualitas
0 – 5 Jelek sekali
5 – 10 Jelek
10 – 15 Sedang
15 – 20 Baik
> 20 Sangat bagus
8
dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm k = permeabilitas media berpori, darcy
Tanda negatif pada Persamaan diatas menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.
Asumsi-asumsi yang digunakan dalam Persamaan diatasadalah:
1. Alirannya mantap (steady state), 2. Fluida yang mengalir satu fasa,
3. Viskositas fluida yang mengalir konstan, 4. Kondisi aliran isothermal, dan
5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.
6. Fluidanya incompressible.
Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air, seperti terlihat pada gambar 2.6. Batupasir silindris yang porous ini 100% dijenuhi cairan dengan viskositas , 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 turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan.
9
Gambar 1.5. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
Permeabilitas absolut, adalah yaitu dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja.
Permeabilitas efektif, yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.
Permeabilitas relatif, merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
) atm ( ) P P ( . ) cm . sq ( A
) cm ( L . ) centipoise (
. sec) / cm ( ) Q darcy ( k
2 1 3
…………(1-5) Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, akan tetapi dua atau bahkan tiga fasa. Oleh karena itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan permeabilitas relatif untuk masing- masing fluida reservoir dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :
10 k
kro ko ,
k
krg kg , . k krw kw
Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan persamaan :
) P P ( . A
L . . k Q
2 1
o
o o
………(1-7) )
P P ( . A
L . . k Q
2 1
w
w w
………(1-8)
Harga-harga ko dan kw pada Persamaan diatas jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar berikut ini :
Grafik1.1. Kurva Permeabilitas Efektif Untuk Sistem Minyak dan Air
Effective Permeability to Water, kw Effective Permeability to Oil, ko
Oil Saturation, So Water Sa turation, Sw
0 1
0 1
0 1 0
1
Gambar diatas menunjukkanbahwa ko pada Sw = 0 dan pada So = 1 akan sama dengan k absolut, demikian juga untuk harga k absolutnya (titik A dan B) . Ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas efektif sistem minyak-air (Gambar 2.9.) , yaitu :
ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu,
11
sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena ko-nya yang kecil, demikian pula untuk air.
ko akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam batuan (titik C) atau disebut Residual Oil Saturation (Sor), demikian juga untuk air yaitu (Swr).
Grafik 1.2.. Kurva krelatif Sistem Air-Minyak
c. Saturasi Fluida
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida. Secara matematis, besarnya saturasi untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut :
Saturasi minyak (So) adalah :
total pori pori volume
yak min oleh diisi yang pori pori volume So
…………(1-9)
Saturasi air (Sw) adalah :
total pori pori volume
air oleh diisi yang pori pori volume Sw
………..(1-10)
12
Saturasi gas (Sg) adalah :
total pori pori volume
gas oleh diisi yang pori pori volume Sg
………..(1-11) Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :
Sg + So + Sw = 1 ………..(1-12) Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka :
So + Sw = 1 ………..(1-13)
Terdapat tiga hal yang penting mengenai saturasi fluida, yaitu:
1. Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatif rendah. Demikian juga untuk bagian atas dari struktur reservoir berlaku sebaliknya.
2. Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak.
Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu.
3. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori–pori yang diisi oleh hidrokarbon.
d. Wettabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur (immisible). Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda padat (gaya adhesi), yang merupakan faktor dari tegangan permukaan antara fluida dan batuan. Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk
13
melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir.
e. 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 pertemuan permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw).
Pc = Pnw – Pw ………..(1-14)
Dimana:
Pc = Tekanan kapiler, dyne/cm2
Pnw = Tekanan non wetting fasa, dyne/cm2 Pw = Tekanan wetting fasa, dyne/cm2
Grafik 1.3. Grafik h (Pc) Vs Water Saturation
Ukuran pori-pori batuan sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas. Batuan reservoir dengan permeabilitas yang besar akan
14
mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisi yang tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah, seperti terlihat pada Grafik 1.4.
Grafik 1.4. Pengaruh Permeabilitas terhadap Tekanan Kapiler
Reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang (fluida yang berbeda). Dapat dilihat pada Grafik 1.5. di bawah ini.
Grafik 1.5. Pengaruh API Gravity Minyak terhadap Tekanan Kapiler
15 f. Kompressibilitas
Kompressibilitas merupakan fraksional perubahan volume terhadap perubahan tekanan. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, yaitu:
a) Internal Stress, yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi).
b) Eksternal Stress, yang berasal dari pembebanan batuan yang ada diatasnya (tekanan overburden).
1.2. Karakteristik Fluida Reservoir
Karakteristik fluida reservoir ditinjau dari komposisi kimia dan sifat fisiknya. Mengetahui sifat-sifat dari fluida hidrokarbon untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.
1.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat tergantung kepada komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya.
Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.
Sedangkan hidrokarbon sendiri, selain mengandung hidrogen (H) dan karbon (C) juga mengandung unsur-unsur senyawa lain, terutama belerang, nitrogen dan oksigen.
Berdasarkan jenis rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan, yaitu : 1. Golongan Asiklik (Parafin)
Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka, terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh.Golongan asiklis atau alifat disebut juga alkan atau parafin.
16
Golongan asilklis dapat dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon jenuh dan tak jenuh.
Golongan Hidrokarbon Jenuh
Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyairumus umum CnH2n+2 dan mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi dari satu atom C berhubungan dengan atom C disebelahnya.
Golongan Hidrokarbon Tak Jenuh
Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom 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 yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene). Rumus umum seri diolefin adalah CnH2n-2. Senyawa hidrokarbon tak jenuh juga ada yang mempunyai ikatan rangkap tiga, yang sering disebut sebagai seri asetilen. Rumus umumnya adalah CnH2n-2,
2. Golongan Siklik
Sedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup (susunan cincin). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromatik. Golongan siklis dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan golongan aromatik.
Golongan Naftena
Golongan naftena sering disebut golongan sikloparafin, atau golongan sikloalkana, yang mempunyai nrumus umum CnH2n..
Golongan ini dicirikan oleh adanya atom C yang diatur menurut
17
rantai tertutup (berbentuk cincin) dan masing-masing atom dihubungkan dengan ikatan tunggal.
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.
1.2.1.2.Komposisi Kimia Non-Hidrokarbon
Selain mengandung unsur hidrogen dan karbon (HC), pada minyak bumi juga terdapat komposisi unsur belerang, nitrogen, oksigen serta unsur lain dengan prosentase yang sedikit.
1. Senyawa Belerang
Kadar belerang dalam minyak bumi bervariasi antara 4 % sampai 6% beratnya. Kandungan minyak bumi yang terdapat di Indonesia merupakan minyak bumi yang mempunyai kadar belerang relatif rendah, yaitu rata-rata 1%. Distribusi belerang dalam fraksi-fraksi minyak bumi akan bertambah sesuai dengan bertambahnya berat fraksi.
2. Senyawa Oksigen
Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi antara 1 % sampai 2
% beratnya. Peningkatan kadar oksigen dalam minyak bumi dapat terjadi karena kontak minyak bumi dan udara. Hal ini disebabkan adanya proses oksidasi minyak bumi dengan oksigen dari udara.
3. Senyawa Nitrogen
Kadar nitrogen dalam minyak bumi pada umumnya rendah dan bervariasi pada kisaran 0,1 % sampai 2 % beratnya. Senyawa nitrogen terdapat dalam semua fraksi minyak bumi, dengan konsentrasi yang
18
semakin tinggi pada fraksi-fraksi yang mempunyai titik didih yang lebih tinggi. Senyawa nitrogen yang sering terdapat dalam minyak bumi antara lain adalah piridin, qinoloin, indol dan karbosol.
1.2.1. Sifat Fisik Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi.
Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, yang tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati.
Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir.
1.2.2.1.Sifat Fisik Minyak
1. Densitas Minyak
Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat massa suatu substansi dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak (o) merupakan perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft). Densitas minyak biasanya dinyatakan dalam specific gravity minyak (o), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang secara matematis, dituliskan :
w o o
………..(1-15)
Keterangan :
o = specific gravity minyak
o = densitas minyak, lb/cuft
w = densitas air, lb/cuft
19
Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravityminyak dalam satuan oAPI. Hubungan antara SG minyak dengan
0API dapat dirumuskan sebagai berikut :
oAPI = 141,5 131,5
o
………..(1-16)
Harga-harga untuk beberapa jenis minyak : a) Minyak ringan (light crude) 300API b) Minyak sedang 20 – 300API c) Minyak berat 10 - 200API 2. Faktor Volume Formasi Minyak
Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan persamaan :
Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) ………..(1-17) T
25 . 1 .
R F
o g s
………..(1-18) Keterangan :
Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
o = specific gravity minyak, lb/cuft
g = specific gravity gas, lb/cuft T = temperatur, oF.
Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Grafik 1.6. Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga
20
awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan buble point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun.
Grafik 1.6. Hubungan antara Tekanan dan Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Reservoir pressure, psia Bob
0
Pb Formation - Volume Factor, Bo
1
Terdapat dua hal penting dari grafik diatas, yaitu :
a. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.
b. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.
3. Kelarutan Gas dalam Minyak
Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 F, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir.
………..(1-19)
Pada grafik hubungan antara tekanan dan kelarutan gas dalam minyak (Rs), bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila
21
tekanan naik, kecuali jika tekanan gelembung telah terlewati, maka harga Rs akan konstan untuk minyak tidak jenuh.
Grafik 1.7. Hubungan antara Tekanan dan Kelarutan Gas dalam Minyak
Ada beberapa faktor yang dapat mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak, diantaranya adalah sebagai berikut:
Tekanan Reservoir
Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanan naik, kecuali jika tekanan gelembung telah terlewati, maka harga Rs akan konstan untuk minyak tidak jenuh.
Temperatur Reservoir
Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik.
Komposisi Minyak
Pada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenis minyak atau naiknya 0API.
4. Kompressibilitas Minyak
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:
22
P
V V Co 1
………..(1-20)
Kompressibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisi kejenuhannya, yaitu :
a. Kompressibilitas minyak tak jenuh (undersaturated oil)
Besarnya harga kompressibilitas minyak tak jenuh ini tergantung dari berat jenis, tekanan, dan temperatur. Dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut:
pc pr
P Co C
………..(1-21) dimana :
Co = kompressibilitas minyak, psi-1 Cpr = pseudo reduced compressibility Ppc = pseudo critical pressure, psi
Untuk menentukan harga Cpr dilakukan dengan menggunakan grafik 1.8. Sebelumnya menentukan harga Tpr dan Ppr dahulu, yaitu :
pc
pr T
T T
………..(1-22)
pc
pr P
P P
………..(1-23) dimana :
P = tekanan waktu pengukuran, psia Ppc = tekanan kritik semu, psia
T = temperatur waktu pengukuran, oF Tpc = temperatur kritik semu, oF
b. Kompressibilitas minyak jenuh (saturated oil)
23
Harga kompressibilitas minyak jenuh umumnya lebih besar dibandingkan harga kompressibilitas minyak tak jenuh. Penentuan harga kompressibilitas ini dengan persamaan sebagai berikut :
dRs
Bg dBo dP dRs Co Bo1
.……….(1-24) Grafik 1.8. Grafik Hubungan Cpr vs Ppr dan Tpr untuk Minyak
5. Viskositas Minyak
Viskositas didefinisikan sebagai ketahanan internal suatu fluida untuk mengalir. Bila tekanan reservoir mula-mula lebih besar dari tekanan gelembung (bubble point pressure), maka penurunan tekanan akan memperkecil viskositasminyak (μo). Setelah mencapai Pb, penurunan tekanan selanjutnya akan menaikkan harga viskositasminyak (μo) dan dengan semakin naiknya temperatur reservoir akan menurunkan harga viskositasminyak (μo). Hubungan antara tekanan dan viskositasminyak dapat dilihat pada Grafik 1.9.
24
Grafik 1.9. Hubungan antara Tekanan dan Viskositas Minyak
Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan v
y A F
………..(1-25)
Keterangan :
= viskositas, gr/(cm.sec) F = shear stress
A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2 v
/ y
= gradient kecepatan, cm/(sec.cm).
1.2.2.2. Sifat Fisik Gas 1. Densitas Gas
Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Biasanya yang digunakan sebagai gas standar adalah udara kering. Secara matematis berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut :
u gas o
BJ
……...………...(1-26)
25 2. Faktor Volume Formasi Gas
Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas pada kondisi standar (60 F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac. Bila satu standar cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan Pr dan temperatur Tr, maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :
r r
r r r r
1 1
T Z
V P T Z
V
P
……….……….(1-27)
Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh : P cuft
T 0283 Z . 0 V
r r r r
………..(1-28) Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (Bg) adalah :
scf / P cuft
T 0283 Z . 0 B
r r g r
………..(1-29)
Dalam satuan bbl / scf, besarnya Bg adalah : scf / P bbl
T 00504 Z . 0 B
r r g r
………..(1-30)
3. Kompresibilitas Gas
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya.
Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan :
26
pc pr
g P
C C
………..(1-31) Keterangan :
Cg = kompresibilitas gas, psia-1
Cpr = pseudo reduced kompresibilitas, psia-1 , Cpc = pseudocritical pressure, psia
4. Viskositas Gas
Viskositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran.
Viskositas gas hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viskositas gas non hidrokarbon. Viskositas gas akan berbanding lurus dengan temperatur dan berbanding terbalik dengan berat molekulnya. Jadi bila berat molekulnya bertambah besar, maka viskositasnya akan mengecil, sedangkan bila temperaturnya naik, maka viskositasnya akan semakin besar.
Dalam viskositas sifat-sifat gas akan berlawanan dengan cairan.
Untuk gas sempurna, viskositasnya tidak tergantung pada tekanan. Bila tekanannya dinaikkan, maka gas sempurna akan berubah menjadi gas tidak sempurna dan sifat-sifatnya akan mendekati sifat-sifat cairan. Bila komposisi campuran gas alam diketahui, maka viskositasnya dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :
0,5
5 , 0
i i
i i gi
g Y M
M
Y
………..(1-32)
Keterangan :
g = viskositas gas campuran pada tekanan atmosfer
gi = viskositas gas murni Yi = fraksi mpl gas murni Mi = berat molekul gas murni
Grafik 1.10. Viskositas Gas pada Tekanan Atmosfir
27 5. Faktor Deviasi Gas
Penyelesaian masalah aliran gas, baik di reservoir, tubing, dan pipa produksi membutuhkan hubungan yang menerangkan tekanan, volume, dan temperatur. Untuk gas yang ideal hubungan tersebut dinyatakan oleh persamaan keadaan :
P.V=n.R.T ………..(1-33)
dimana :
P = tekanan, psia V = volume, scf
n = jumlah mol, lb-mol T = temperatur, oR
R = konstanta gas = 10.73 , cuft/lb-mol
Gas yang bersifat sebagai gas nyata / real gas tidak memenuhi persamaan diatas, tetapi memberi penyimpangan sebesar z (faktor deviasi), sehingga persamaan diatas menjadi :
P.V=z.n.R.T ………..(1-34)
Grafik 1.11. Faktor Kompressibilitas untuk Natural Gas
28
Penentuan harga z dari suatu gas alam dapat dilakukan melalui pengukuran langsung, menggunakan korelasi Standing dan Katz, dan menggunakan “equation of state”. Dengan diketahuinya harga Ppc dan Tpc, maka harga Pr dan Tr dapat dihitung. Untuk menentukan harga z (deviation faktor), Katz dan Standing telah membuat korelasi berupa grafik : z = f (Pr,Tr) dapat dilihat pada gambar 2.33. Grafik tersebut memberikan hasil yang memuaskan bila gas tidak mengandung CO2 dan H2S. Untuk gas yang mengandung kedua unsur tersebut perlu dilakukan korelasi untuk harga Ppc dan Tpc dahulu sebelum menghitung Pr dan Tr.
1.2.2.3.Sifat Fisik Air Formasi 1. Densitas Air Formasi
Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume, specific volume yang dinyatakan dalam volume per satuan massa dan specific
29
gravity, yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan 14,7 psi dan temperatur 60 F. Beberapa satuan yang umum digunakan untuk menyatakan sifat-sifat air murni pada kondisi standard adalah sebagai berikut : 0,999010 gr/cc ; 8,334 lb/gal; 62,34 lb/cuft; 350 lb/bbl (US); 0,01604 cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu hubungan sebagai berikut :
w = 34 , 62
w
=
vw
34 , 62
1 = 0,01604w = vw
01604 , 0
..(1-35) Keterangan :
w = specific gravity air formasi
w = density, lb/cuft
vw = specific volume, cuft/lb
62,3 = densitas air murni pada kondisi standart 2. Faktor Volume Formasi Air Formasi
Faktor volume air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, yang berkaitan dengan pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya temperatur. Harga faktor volume formasi air-formasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:
Bw = (1 + Vwp)(1 + Vwt) ………..(1-36) Keterangan :
Bw = faktor volume air formasi, bbl/bbl
Vwt = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, oF
Vwp = penurunan volume selama penurunan tekanan, psi
30 3. Kelarutan Gas dalam Air Formasi
Standing dan Dodson telah menentukan kelarutan gas dalam air formasi sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur. Mereka menggunakan gas dengan berat jenis 0,655 dan mengukur kelarutan gas ini dalam air murni serta dua contoh air asin.
4. Kompressibilitas Air Formasi
Kompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Besarnya kompressibilitas air murni (Cpw) tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas terlarut dalam air murni. Secara matematik, besarnya kompressibilitas air murni dapat ditulis sebagai berikut :
T
wp P
V V
C 1
………..(1-37)
Keterangan :
Cwp = kompressibilitas air murni, psi –1 V = volume air murni, bbl
V; P = perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air murni
5. Viskositas Air Formasi
Besarnya viskositas air formasi (w) tergantung pada tekanan, temperatur dan salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air murni pada tekanan atmosfir dan pada tekanan 7100 psia serta viskositas air pada kadar garam 6% pada tekanan atmosfir.
1.3. Kondisi Reservoir
Kondisi reservoir meliputi tekanan reservoir dan temperatur reservoir, yang ternyata sangat berpengaruh terhadap sifat fisik batuan maupun fluida reservoir. Kondisi reservoir berhubungan dengan kedalamaan reservoir. Sehingga
31
untuk reservoir yang berbeda, kondisinya juga akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier walaupun sering terjadi penyimpangan.
1.3.l. Tekanan Reservoir
Adanya tekanan reservoir yang disebabkan oleh gradien kedalaman, maka akan menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalam formasi ke dalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif rendah. Besarnya tekanan reservoir ini akan berkurang dengan adanya kegiatan produksi. Tekanan reservoir pada prinsipnya berasal dari
1. Pendesakan oleh ekspansi gas (tudung gas) pada gas cap drive reservoir, tenaga ini disebut dengan body force.
2. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan adanya beban formasi diatasnya (overburden).
3. Pengembangan gas berupa gas bebas pada reservoir solution gas drive dimana perbedaannya dengan reservoir gas cap drive dimana gas yang terjadi tidak terperangkap tetapi merata sepanjang pori - pori reservoir.
4. Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat kebasahan batuan.
Ada dua hal yang berlawanan yang perlu diperhatikan, yaitu pada suatu interval tertentu tekanan akan naik hingga stabil, tetapi dengan bertambahnya waktu maka tekanan akan turun kembali. Hal ini disebabkan karena adanya gangguan atau karena pengaruh interferensi sumur disekitarnya yang sedang berproduksi, sehingga tekanan tersebut tidak stabil. Dengan alasan tersebut maka tekanan dasar sumur biasanya diukur dalam interval waktu tertentu, kemudian tekanan yang didapat dari hasil pengukuran diplot dan diekstrapolasikan untuk mendapatkan tekanan static dari sumur tersebut.
Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu tes yang harus dilakukan adalah tes untuk menentukan tekanan reservoir, yaitu tekanan awal formasi, tekanan statik sumur, tekanan alir dasar sumur, dan gradien tekanan
32
formasi. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktif serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan fonnasi.
Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali ditemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.
1.3.2.1.Tekanan Hidrostatis
Tekanan Hidrostatis merupakan suatu tekanan yang timbul akibat adanya fluida yang mengisi pori-pori batuan, desakan oleh ekspansi gas, dan desakan oleh gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama proses produksi berlangsung. Secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut :
A Ph F
………..(1-38) D
Ph0.052 ………..(1-39)
Keterangan :
Ph = tekanan, psi
F = gaya bekerja pada daerah satuan luas yang bersangkutan, lb A = luas permukaan yang menerima gaya, inch2
γ = densitas fluida rata-rata, lb/gallon D = tinggi kolam fluida, ft
1.3.1.2.Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi akibat berat batuan diatasnya. Persamaan yang dapat digunakan untuk menentukan besarnya tekanan overburden adalah :
P0 = G0 x D ………..(1-40)
33
P0 = D
ma flA Gfl
Gmb
1 ………..(1-41)
Keterangan :
Po = Tekanan overburden, psi
Go = Gradien tekaanan overburden, psi/ft (umumnya sebesar 1 psi/ft) D = Kedalaman vertikal formasi, ft
Gmb = Berat matrik batuan formasi, lb
Gfl = Berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb A = Luas lapisan, in2
= Porositas, fraksi
ma = Densitas matriks batuan, lb/cuft
fl = Densitas fluida, lb/cuft
Besarnya gradien tekanan overburden yang normal biasanya dianggap sebesar 1 psi/ft, yaitu diambil dengan menganggap berat jenis batuan rata-rata 2,3 dari berat jenis air. Sedangkan besarnya gradien tekanan air adalah 0,433 psi/ft maka gradien tekanan overburden sebesar 2,3 x 0,433 psi/ft = 1 psi/ft.
Pertambahan tekanan tiap feet kedalaman disebut gradien tekanan. Data-data tekanan reservoir, umumnya digunakan dalam hal-hal sebagai berikut :
1. Menentukan karakteristik reservoir, terutama yang menyangkut hubungan antara jumlah produksi dengan penurunan tekanan reservoir.
2. Bila digabungkan dengan data produksi, sifat-sifat fisik batuan dan fluida reservoir, akan bermanfaat dalam penaksiran gas atau oil in place dan recovery untuk berbagai jenis mekanisme pendorongan.
3. Memperkirakan hubungan antar sumur-sumur yang letaknya berdekatan dan bagaimana sistemnya.
1.3.1.3.Tekanan Rekah
Tekanan rekah adalah tekanan hidrostatis maksimum yang dapat ditahan oleh formasi tanpa menyebabkan terjadinya pecah formasi tersebut. Besarnya gadien tekanan rekah dipengaruhi oleh tekanan overburden, tekanan formasi, dan
34
kondisi kekuatan batuan. Selain hasil log gradien tekanan rekah dapat ditentukan dengan memakai prinsip “leak of test” yaitu memberikan tekanan sedikit-sedikit sedemikian rupa sampai terlihat tanda-tanda formasi akan pecah, dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus-menerus dan tiba-tiba menurun drastis.
Penentuan tekanan rekah dapat digunakan perhitungan diantaranya :
D
P D Pob D
Pf 2
3 1
………..(1-42)
Keterangan :
Pf = tekanan rekah, psi Pob = tekanan overburden, psi P = tekanan formasi, psi D = kedalaman, ft
1.3.1.4.Tekanan Normal
Tekanan formasi normal adalah suatu tekanan formasi dimana tekanan hidrostatik fluida formasi dalam keadaan normal sama dengan tekanan kolom cairan yang ada dalam dasar formasi sampai permukaan.
Gradien tekanan berhubungan dengan lingkungan pengendapan geologi.
Karena pada umumnya sedimen diendapakan pada lingkungan air garam, maka banyak tempat di dunia ini mempunyai gradien tekanan antara 0,433 psi/ft sampai 0,465 psi/ft. Jadi formasi yang mempunyai gradien tekanan formasi antara 0,433 psi/ft samapi 0,465 psi/ft merupakan tekanan normal.
1.3.1.5.Tekanan Subnormal
Tekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai gradien tekanan dibawah 0,433 psi/ft. Tekanan subnormal diakibatkan adanya rekahan- rekahan batuan, atau adanya penekanan batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi.
35 1.3.1.6.Tekanan Abnormal
Tekanan abnormal adalah tekanan formasi yang mempunyai gradien tekanan lebih besar dari harga 0,465 psi/ft. Tekanan abnormal tidak mempunyai komunikasi tekanan secara bebas sehingga tekanannya tidak akan cepat terdistribusi dan kembali menuju tekanan normalnya. Tekanan abnormal berkaitan dengan sekat (seal) terbentuk dalam suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekatnya fluida didalam suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang permeabilitasnya sangat rendah.
Pada proses kompaksi normal, mengecilnya volume pori akibat dari pertambahan berat beban diatasnya dapat mengakibatkan fluida yang ada didalam pori terdorong keluar dan mengalir ke segala arah menuju formasi di sekitarnya.
Berat batuan diatasnya akan ditahan oleh partikel-partikel sedimen. Kompaksi normal umumnya menghasilkan suatu gradient tekanan formasi yang normal.
Kompaksi abnormal akan terjadi jika pertambahan berat beban diatasnya tidak menyebabkan berkurangnya ruang pori. Ruang pori tidak mengecil karena fluida didalamnya tidak bisa terdorong keluar. Tersumbatnya fluida didalam ruang pori disebabkan karena formasi itu terperangkap didalam formasi lain yang menyebabkan permeabilitas sangat kecil.
1.3.2. Temperatur Reservoir
Berdasarkan anggapan bahwa inti bumi berisi magma yang sangat panas, maka dengan bertambahnya kedalaman temperaturnya akan naik. Besar kecilnya kenaikan temperatur ini akan tergantung pada gradient temperaturnya yang biasa disebut sebagai gradient geothermis. Besaran gradient geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain, dimana harga rata-ratanya adalah 2°F/100 ft.
Gradient geothermis yang tertinggi adalah 4°F/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0.5 °F/100 ft. Variasi yang kecil dari gradient geothermis ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermal beberapa jenis batuan. Besarnya gradien geotermal dari suatu daerah dapat dicari dengan menggunakan persamaan:
Gradien geothermal =
Formasi n
Kedalalama
Tstandard -
Tformasi
………..(1-43)
36
Harga gradien geotermal berkisar antara 1.11° sampai 2"F/100 ft. Seperti diketahui temperatur sangat berpengaruh terhadap sifat-sifat fisik fluida reservoir Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut :
Td= Ta + Gt x D ………..(1-44)
Keterangan :
Td = Temperatur reservoir pada kedalaman D ft, °F Ta = Temperatur pada permukaan, °F
Gt = Gradien temperatur, °F D = Kedalaman, ratusan ft.
Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah completion dan temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali bila dilakukan proses stimulasi.
1.4. Jenis-Jenis Reservoir
Jenis-jenis reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga yaitu : berdasarkan perangkap reservoir, fasa fluida, dan mekanisme pendorong.
1.4.1. Berdasarkan Perangkap Reservoir
Jenis reservoir berdasarkan perangkap reservoir dapat dibagi menjadi tiga, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi struktur dan stratigrafi.
Perangkap Struktur
Unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dalam lapisan reservoir sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan gejala tektonik atau struktur, misalnya pelipatan dan patahan. Sebetulnya kedua unsur ini merupakan unsur utama dalam pembentukan perangkap. Perangkap struktur sendiri terbagi menjadi dua, yaitu perangkap lipatan (anticlinal traps) dan juga perangkap patahan (fault traps).
37 1. Perangkap Lipatan
Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama. Perangkap lipatan disebabkan oleh struktur perlipatan (folding) dan biasanya berbentuk antiklin. Dalam menilai suatu perangkap lipatan, yang perlu diperhatikan adalah volume tutupan (closure) pada perangkap bersangkutan. Volume tutupan suatu perangkap adalah volume maksimum tempat atau wadah yang bisa diisi oleh fluida hidrokarbon.
2. Perangkap Patahan
Perangkap patahan adalah perangkap yang terbentuk oleh peristiwa patahan pada batuan porous dan permeabel yang berada di bawah lapisan tidak permeabel. Suatu patahan (faulting) dapat berfungsi sebagai unsur penyekat akumulasi hidrokarban agar tidak bermigrasi ke mana-mana dan dapat juga sebagai media bagi minyak untuk bermigrasi.
Perangkap Stratigrafi
Prinsip perangkap stratigrafi ialah minyak dan gas terjebak dalam perjalanannya ke atas, terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain atau batuan yang karakteristik reservoir menghilang sehingga merupakan penghalang permeabilitasnya.
Perangkap Kombinasi
Perangkap reservoir kebanyakan merupakan kombinasi perangkap struktur dan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas.
38 1.4.2. Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon
Fasa merupakan bagian dari zat yang mempunyai sifat yang nyata, yang memiliki sifat-sifat fisika dan kimia secara seragam dalam keseluruhan. Fasa yang penting yang terdapat dalam produksi hidrokarbon adalah fasa cair (minyak atau kondensat) dan fasa gas (gas alam). Diagram fasa adalah diagram tekanan dan temperatur yang merupakan fungsi komposisi akumulasi hidrokarbon pada suatu reservoir. Grafik 1.12. memperlihatkan diagram fasa untuk suatu fluida reservoir.
Grafik 1.12. Diagram Fasa P&T Suatu Fluida Reservoir
Daerah di dalam lengkungan garis bubble point (Pb) dan garis dew point (titik embun) adalah merupakan daerah dua fasa dan grafik-grafik lengkung di dalamnya menunjukkan volume total cairan hidrokarbon. Daerah di luar lengkungan garis titik embun (pada temperatur di atas temperatur embun) sistem berada dalam keadaan satu fasa (fasa gas), sedangkan daerah di atas lengkungan garis titik gelembung (pada tekanan di atas Pb) sistem terdiri dari satu fasa yaitu fasa cair (minyak).
Diagram P – T tersebut dapat menunjukkan suatu perubahan fasa, apabila tekanan dan temperatur berubah / salah satunya yang berubah. Pada awalnya
39
setiap akumulasi hidrokarbon mempunyai diagram fasa sendiri-sendiri sesuai dengan komposisi dan akumulasi hidrokarbonnya. Bila kondisi P dan T reservoir ditunjukkan oleh titik A, menunjukkan bahwa reservoir dalam keadaan satu fasa yaitu gas. Temperatur reservoir lebih besar dari cricondentherm, sehingga jika reservoir ini diproduksikan, maka akan terjadi penurunan tekanan disepanjang garis A-A1 dan tidak terjadi perubahan fasa. Hal ini berlaku bagi semua akumulasi dengan komposisi sama. Dengan demikian hanya gas saja yang terproduksi dan disebut dry gas.
Bila selama proses produksi terjadi perubahan temperatur, seperti ditunjukkan oleh garis lintasan A-A2 maka fluida yang terproduksi di permukaan merupakan fasa cair dan gas meskipun mempunyai komposisi sama, dimana fasa cair yang terproduksi di permukaan berasal dari gas di reservoir, dan fluida produksinya di sebut dengan gas basah atau wet gas.
Bila temperatur reservoir terletak diantara temperatur kritik dan cricondentherm serta tekanan terletak diatas tekanan titik embun (dew point) seperti ditunjukkan oleh titik B pada Grafik 1.12.. di atas, reservoirnya disebut reservoir condensate. Pada kondisi ini, penurunan tekanan dengan temperatur tetap, sejumlah gas akan mengembun pada titik B1 dan jumlah cairan akan bertambah sampai batas 10% total cairan hidrokarbon, yaitu titik B2. Selanjutnya penurunan berikutnya tidak akan menambah jumlah cairan, akan tetapi sebaliknya justru terjadi penguapan dari cairan yang ada sampai pada tekanan B3, yang mengakibatkan GOR di permukaan menurun.
Bila kondisi tekanan dan temperatur reservoir ditunjukkan oleh titik C pada Gambar 2.51., reservoirnya hanya terisi fluida satu fasa yaitu fasa cair, karena semua gas yang telah ada telah terlarut dalam fasa cair (minyak) sehingga tidak ada gas bebas yang kontak dengan minyak. Tipe ini disebut reservoir titik gelembung, dengan turunnya tekanan akibat produksi, tekanan titik gelembung akan dicapai yaitu titik C1. Pada titik ini mulai timbul gas untuk pertama kalinya dan penurunan tekanan selanjutnya akan menambah jumlah dari gas bebas, sehingga permeabilitas efektif minyak akan berkurang dan gas yang terproduksi semakin besar.
40
Bila kondisi tekanan dan temperatur reservoir di dalam garis lengkung titik gelembung dan titik embun, yaitu dalam daerah dua fasa seperti yang dinyatakan oleh titik D (Gambar 2.51.), fasa-fasa dalam reservoir terdiri dari fasa cair (minyak) yang berada di bawah fasa gas yang umumnya disebut tudung gas atau gas cap.
Berdasarkan gambar tersebut di atas kondisi awal, reservoir dapat berupa:
Reservoir minyak
Reservoir gas
Reservoir condensate
Reservoir gas mempunyai temperatur awal di atas cricondentherm. Pada kondisi awal ini reservoir hanya terdiri dari satu fasa. Apabila gas tersebut diproduksikan dari reservoir ke permukaan pada tekanan dan temperatur yang semakin berkurang sepanjang A-A1, maka fluidanya tetap satu fasa yaitu fasa gas, baik di reservoir maupun di permukaan. Gas ini biasanya disebut gas kering atau dry gas.
1.4.2.1.Reservoir Minyak
Reservoir minyak dibagi menjadi dua bagian besar, yaitu reservoir minyak jenuh dan resevoir minyak tak jenuh.
1. Reservoir Minyak Jenuh
Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan gas terdapat bersama-sama dalam keseimbangan. Keadaan ini bisa terjadi pada P dan T reservoir terdapat dibawah garis gelembung (lihat titik B pada Grafik 1.12.). Titik awal dari tekanan reservoir berada dibawah titik Pbnya, sehingga fluida reservoir ada dua fasa yaitu fasa gas dan minyak (sebagai fasa cair). Penurunan Pres akan merubah harga GOR produksi sebagai akibat terbebaskannya gas dari larutan.
Dari beberapa ciri-ciri reservoir minyak yang dapat disebutkan sebagai ciri-ciri dari reservoir minyak jenuh, adalah sebagai berikut:
41
a. Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung dan temperatur reservoir lebih rendah dari temperatur kritisnya.
b. Fluida reservoir berupa dua fasa, zona gas berada diatas zona minyak, zona gas tersebut biasanya disebut gas cap.
c. Specific gravity minyak bervariasi antara 0,75 sampai dengan 1,01.
d. Reservoir jenis ini tidak mempunyai energi pengembangan cairan tetapi energinya terkumpul pada gas yang terlarut ditambah energi gas capnya sendiri.
2. Reservoir Minyak Tak Jenuh
Reservoir minyak dikatakan tak jenuh apabila dalam reservoir hanya mengandung satu macam fasa saja yaitu cairan (minyak). Keadaan ini dapat terjadi bila tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya, seperti terlihat pada Gambar 2.52. yaitu titik D. Pada reservoir tak jenuh cenderung mengandung komponen berat yang relatif lebih banyak dibandingkan dengan reservoir minyak jenuh sehingga hasil yang diperoleh di permukaan berlainan. Ciri-ciri khas reservoir minyak tak jenuh adalah:
Pada kondisi mula-mula tidak ada kontak langsung antara zona minyak dengan fasa gas bebas, dengan kata lain gas cap tidak terbentuk.
Selama penurunan tekanan awal sampai tekanan saturasi (Pb) faktor volume formasi minyak akan naik sedang kekentalannya akan turun.
Umumnya temperatur reservoir kurang dari 150 °F, specific gravity kurang dari 35° API.
Beberapa istilah yang sering digunakan adalah sebagai berikut:
a. Low shrinkage oil dan high shrinkage oil.
Merupakan suatu istilah yang dipakai untuk minyak hasil produksi, dimana pada low shrinkage oil akan mempunyai kandungan
42
komposisi hidrokarbon ringan lebih sedikit di bandingkan dengan pada high shrinkage oil.
b. Black oil
Black Oil terdiri dari variasi rantai hidrokarbon termasuk molekul- molekul yang besar, berat dan tidak mudah menguap (nonvolatile).
Diagram fasa-nya mencakup rentang temperatur yang luas.
Diagram fasa dari black oil secara umum ditunjukkan pada grafik 1.13. Garis pada lengkungan fasa mewakili volume cairan yang konstan, diukur sebagai persentase dari volume total. Garis-garis ini disebut iso-vol atau garis kualitas. Garis vertikal 1-2-3 menandakan penurunan tekanan pada temperatur konstan yang terjadi di reservoir selama produksi. Tekanan dan temperatur separator yang terletak di permukaan juga ditandai. Ketika tekanan reservoir berada pada garis 1-2, minyak dikatakan dalam keadaan tak jenuh (undersaturated) karena minyak dapat melarutkan banyak gas pada kondisi ini. Jika tekanan reservoir berada pada titik - 2, minyak berada pada titik gelembungnya dan dikatakan dalam keadaan jenuh (saturated).
Minyak mengandung sebanyak mungkin larutan gas yang dapat dikandungnya. Penurunan tekanan akan membebaskan sebagian gas terlarut untuk membentuk fasa gas bebas dalam reservoir. Saat tekanan reservoir menurun mengikuti garis 2-3, gas tambahan mengembang di dalam reservoir. Volume gas dalam persentase adalah seratus dikurangi persentase cairan. Sebenarnya minyak dalam keadaan jenuh di sepanjang garis 2-3. Titik gelembung (titik - 2) merupakan kasus istimewa dari saturasi dimana muncul gelembung gas untuk pertama kali.
43
Grafik 1.13. Diagram Fasa dari Black Oil
Gas tambahan yang mengembang dari minyak bergerak dari reservoir ke permukaan. Hal ini menyebabkan penyusutan pada minyak. Walaupun demikian, kondisi separator yang berada pada lengkungan fasa menunjukkan bahwa jumlah cairan yang relatif cukup besar sampai di permukaan. Apabila diproduksikan maka minyak berat ini biasanya menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar 500 scf/stb dengan gravity 30oAPI atau lebih. Cairan produksi biasanya berwarna hitam dan lebih pekat lagi.
c. Volatil oil
Volatile oil mengandung relatif lebih sedikit molekul-molekul berat dan lebih banyak intermediates (yaitu etana sampai heksana) dibanding black oil. Diagram fasa dari volatile oil secara umum ditunjukkan pada grafik 1.14..
44
Grafik 1.14. Diagram Fasa dari Volatile Oil
Rentang harga temperatur yang tercakup lebih kecil daripada black oil. Temperatur kritik-nya jauh lebih kecil daripada black oil, bahkan mendekati temperatur reservoir. Iso-vol-nya juga tidak seragam jaraknya, tetapi cenderung melengkung ke atas di depan garis titik gelembung. Garis vertikal menunjukkan jalur penurunan tekanan pada temperatur konstan selama produksi. Harap diperhatikan bahwa penurunan yang kecil pada tekanan di bawah titik gelembung, titik-2, menyebabkan bebasnya sejumlah besar gas di reservoir. Suatu volatile oil dapat menjadi gas sebesar 50% di reservoir pada tekanan hanya beberapa ratus psi di bawah tekanan gelembung. Iso-vol dengan persentase cairan jauh lebih kecil melintasi kondisi separator. Oleh karena itu disebut volatile oil (minyak yang mudah menguap). Apabila diproduksikan maka minyak ringan ini biasanya menghasilkan gas oil.
1.4.2.2. Reservoir Kondensat
Reservoir kondesat ini sekitar 25 % fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan yang diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut gas
45
kondensat. Gas kondensat mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon berat lebih sedikit daripada senyawa-senyawa ringannya, dan mengandung senyawa-senyawa hidrokarbon ringan relatif lebih banyak daripada minyak ringan, sehingga temperatur kritik fluidanya lebih kecil dari temperatur kritik minyak ringan.
Ciri-ciri reservoir gas kondensat, antara lain :
1. Temperatur reservoir lebih besar dari temperatur kritik, tetapi lebih kecil dari temperatur krikondenterm fluida hidrokarbonnya.
2. Fluida hidrokarbon yang keluar dari separator terdiri atas ± 25 % mol cairan dan ± 75 % mol gas.
3. Cairan hidrokarbon dari separator mempunyai gravity ± 60 0API.
4. GOR produksi dapat mencapai ± 70,000 scf/stb.
5. Warna cairan yang terproduksi adalah terang atau jernih seperti air.
Grafik 1.15. Diagram Fasa dari Gas Kondensat
Berdasarkan Grafik 1.15. di atas dapat dijelaskan bahwa pada titik A’, reservoir hanya terdiri dari satu fasa dan dengan turunnya tekanan reservoir selama produksi berlangsung, terjadi kondensasi retrograde dalam reservoir. Pada titik A (titik embun), cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari titik B ke titik C, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik C ini masih terdapat cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan menguap.
