Teknik Reservoir.docx

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. Umumnya 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 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 komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 1.1.

1

Sandstone 100 % Limy Sandstone

Shaly Sandstone

Sandy Limestone

Sandy Shale

Limestone Shaly 100 % Limestone

Limy Shale

Shale 100 %

Gambar 1.1. Diagram Komponen Penyusun Batuan19)

Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. 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 Batuan pasir termasuk golongan batuan klastik detritus dan sebetulnya yang

dimaksud batupasir disini adalah batuan detritus pada umumnya yang berkisar dari lanau sampai konglomerat. Namun secara praktis hanyalah batupasir yang dibahas. Batuan pasir merupakan reservoir yang paling penting dan paling banyak dijumpai, 60 % daripada semua batuan reservoir adalah batupasir. Porositas yang terdapat di dalam batupasir ini hanya bersifat intergranular, pori-pori terdapat

2

diantara butir-butir dan khususnya terjadi secara primer, jadi rongga-rongga terjadi pada waktu pengendapan. Namun, setelah proses pengendapan tersebut dapat terjadi berbagai modifikasi dari pada rongga-ronga, misalnya sementasi ataupun pelarutan dari semen dan juga proses sekunder lainnya seperti peretakan.

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 % calcium carbonate atau magnesium. Istilah limestone juga dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi karbonat melebihi unsur non-karbonatnya. Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral calcite, sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.

c.

Batuan Shale Batuan shale mempunyai butir yang halus dan mempunyai permeabilitas

kurang baik. Batuan ini dapat menjadi batuan reservoir bila mengalami peretakan dan pelarutan. Komposisi kimia batuan shale bervariasi sesuai dengan ukuran butir. Fraksi yang kasar banyak mengandung silika, sedangkan fraksi yang halus umumnya mengandung aluminium, besi, potash dan air. 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 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 menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :



Vb  Vg Vp  Vb Vb

3

Keterangan : Vb

= volume batuan total (bulk volume)

Vg

= volume padatan batuan total (volume grain)

Vp

= volume ruang pori-pori batuan.

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 pori total  100% bulk volume

Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen. 

volume pori yang berhubunga n  100% bulk volume

Connected or Effective Porosity Total Porosity Isolated or Non-Effec tive Porosity

Gambar 1.2. Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan Porositas Absolut Batuan1) Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

4



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, 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.

5

90 o 90

o

90 o

a. Cubic (porosity = 47,6 %)

90 o

90 o 90

o

b. Rhombohedral (porosity = 25,96 %)

Gambar 1.3. Pengaruh Susunan Butir Terhadap Porositas2) 

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 :

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:

6

Porositas (%)

Kualitas

0–5

Jelek sekali

5 – 10

Jelek

10 – 15

Sedang

15 – 20

Baik

> 20

Sangat bagus

Tabel 1.1. Ukuran Porositas di Lapangan1)

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 : v

k dP x  dL

Keterangan : v

= kecepatan aliran, cm/sec



= viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL

= gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

k

= permeabilitas media berpori.

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 2-4 adalah: 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.

7

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 1.5. 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.(P1P2) 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.

Gambar 1.5. Diagram Percobaan Pengukuran Permeabilitas17)

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.

8



Permeabilitas relatif, merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

Q (cm 3 / sec) .  (centipoise ) . L (cm) k (darcy)  A (sq.cm) . (P1  P2 ) (atm) Pada kenyataannya, 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 :

k k ro  o , k

k rg 

kg k

,

k k rw  w . k

Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan persamaan :

ko 

Qo . o . L A . (P1  P2 )

kw 

Qw . w . L A . (P1  P2 )

Harga-harga ko dan kw pada Persamaan diatas jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti yang ditunjukkan pada Gambar berikut ini :

9

1

Effective Permeab ility to Oil, k o

Effective Permeab ility to Water, k w

1

0

0 0

Oil Saturation, So

1

1

Water Sa turation, Sw

0

Gambar 1.6. Kurva Permeabilitas Efektif Untuk Sistem Minyak dan Air 2)

Gambar diatas menunjukkan bahwa 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 1.6.) , yaitu : 

ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu, sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena k o-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).

Gambar 1.7. Kurva krelatif Sistem Air-Minyak2)

10

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, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut : 

Saturasi minyak (So) adalah : So 



volume pori  pori yang diisi oleh min yak volume pori  pori total

Saturasi air (Sw) adalah : Sw 



volume pori  pori yang diisi oleh air volume pori  pori total

Saturasi gas (Sg) adalah : Sg 

volume pori  pori yang diisi oleh gas volume pori  pori total

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + S o + Sw = 1 Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka : So + Sw = 1

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 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.

11

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 Dimana: Pc

= Tekanan kapiler

Pnw

= Tekanan non wetting fasa

Pw

= Tekanan wetting fasa

Gambar 1.8. Grafik h (Pc) Versus Water Saturation1)

Ukuran pori-pori batuan sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas. Batuan reservoir dengan permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisi yang tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah, seperti terlihat pada Gambar 1.9

12

Gambar 1.9. Pengaruh Permeabilitas terhadap Tekanan Kapiler16)

Reservoir minyak yang mepunyai API gravity rendah maka kontak minyakair akan mempunyai zona transisi yang panjang (fluida yang berbeda). Dapat dilihat pada Gambar 1.10. di bawah ini.

Gambar 1.10. Pengaruh API Gravity Minyak terhadap Tekanan Kapiler16)

f.

Kompressibilitas Pada formasi batuan kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang bekerja

padanya, yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang timbul akibat adanya fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan tersebut. 13

Pada keadaan statik, kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume pori-pori, dan perubahan batuan.

1.2. 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. 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 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.

1.2.1.1. Sifat Fisik Minyak Sifat-sifat minyak bumi yaitu densitas, viskositas, faktor volume formasi dan kompressibilitas. 1.

Densitas Minyak Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat masa 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 :

14

o 

o w

Keterangan : o

= specific gravity minyak

o

= densitas minyak, lb/cuft

w

= densitas air, lb/cuft

Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : o

API =

2.

141,5  131,5 o

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)  g F  R s .  o

   1.25 T  

Keterangan : Rs

= kelarutan gas dalam minyak, scf/stb

o

= specific gravity minyak, lb/cuft

g

= specific gravity gas, lb/cuft

T

= temperatur, oF.

15

Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Gambar 1.11. Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan buble

Formation - Volume Fac tor, Bo

point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun.

Bob

1 0

Pb Reservoir pressure, psia

Gambar 1.11. Hubungan antara Tekanan dan Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)16)

Terdapat dua hal penting dari Gambar 1.11. diatas, yaitu : 1.

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.

2.

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.

16

Pada grafik hubungan antara tekanan dan kelarutan gas dalam minyak (Rs), 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.

Gambar 1.12. Hubungan antara Tekanan dan Kelarutan Gas dalam Minyak16)

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:

17

Kompressibilitas

minyak

Co  

1  V    V  P 

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: Co 

C pr Ppc

dimana : Co

= kompressibilitas minyak, psi-1

Cpr

= pseudo reduced compressibility

Ppc

= pseudo critical pressure, psi

Untuk menentukan harga Cpr dilakukan dengan menggunakan grafik pada gambar 1.13. Sebelumnya menentukan harga Tpr dan Ppr dahulu, yaitu :

T pr 

T T pc

Ppr 

P Ppc

dimana :

b.

P

= tekanan waktu pengukuran, psia

Ppc

= tekanan kritik semu, psia

T

= temperatur waktu pengukuran, oF

Tpc

= temperatur kritik semu, oF

Kompressibilitas minyak jenuh (saturated oil)

18

Harga kompressibilitas minyak jenuh umumnya lebih besar dibandingkan harga kompressibilitas minyak tak jenuh. Penentuan harga kompressibilitas ini dengan persamaan sebagai berikut : Co 

1 dRs  dBo   Bg   Bo dP  dRs 

Gambar 1.13. Grafik Hubungan Cpr vs Ppr dan Tpr untuk Minyak16)

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 viscositas minyak (μo). Setelah mencapai Pb, penurunan tekanan selanjutnya akan menaikkan harga viscositas minyak (μo) dan dengan semakin naiknya temperatur reservoir akan menurunkan harga viscositas minyak (μo). Hubungan antara tekanan dan viscositas minyak dapat dilihat pada Gambar 1.14.

19

Gambar 1.14. Hubungan antara Tekanan dan Viscositas Minyak16)

Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :

F y x A v

 Keterangan : 

= viskositas, gr/(cm.sec)

F

= shear stress

A

= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2

y / v = gradient kecepatan, cm/(sec.cm).

1.2.1.2. Sifat Fisik Gas Sifat fisik gas yang akan dibahas adalah spesific gravity, faktor volume formasi gas, kompresibilitas gas, faktor kompressibilitas gas, viscositas 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 dirumuskan sebagai berikut :

BJ gas 

20

o u

berat jenis gas

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 :

P1 V1 P V  r r Z r Tr Z r Tr Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh :

Z r Tr Pr

Vr  0.0283

cuft

Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (Bg) adalah :

Bg  0.0283

Z r Tr Pr

cuft / scf

Dalam satuan bbl / scf, besarnya Bg adalah :

Bg  0.00504

3.

Z r Tr Pr

bbl / scf

Kompresibilitas Gas Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang

disebabkan

oleh

adanya

perubahan

tekanan

yang

Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan :

Cg 

C pr Ppc

Keterangan : Cg

= kompresibilitas gas, psia-1

Cpr

= pseudo reduced kompresibilitas, psia-1 ,

21

mempengaruhinya.

Cpc 4.

= pseudocritical pressure, psia

Viscositas Gas Viscositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viscositas gas

hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viscositas gas non hidrokarbon. Viscositas gas akan berbanding lurus dengan temperatur dan berbanding terbalik dengan berat molekulnya. Jadi bila berat molekulnya bertambah besar, maka viscositasnya akan mengecil, sedangkan bila temperaturnya naik, maka viscositasnya akan semakin besar. Dalam viscositas sifat-sifat gas akan berlawanan dengan cairan. Untuk gas sempurna, viscositasnya 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 viscositasnya dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :

g

 YM  Y M gi

0, 5 i 0,5

i

i

i

Keterangan : g

= viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer

gi

= viscositas gas murni

Yi

= fraksi mpl gas murni

Mi

= berat molekul gas murni

22

Gambar 1.15. Viscositas Gas pada Tekanan Atmosphire1)

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 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=n.z.R.T

23

Gambar 1.16. Faktor Kompressibilitas untuk Natural Gas1)

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 1.16. 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.

1.2.1.3. Sifat Fisik Air Formasi Sifat fisik minyak yang akan dibahas adalah densitas, viskositas, kelarutan gas dalam air formasi, kompressibilitas air formasi dan faktor volume air formasi.

24

1.

Densitas Air Formasi Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume, specific volume

yang dinyatakan dalam volume per satuan massa dan specific 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 sifatsifat 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 =

w 0,01604 1 = = 0,01604  w = 62,34 v w vw 62,34

Keterangan :

2.

w

= specific gravity air formasi

w

= density, lb/cuft

vw

= specific volume, cuft/lb

62,3

= densitas air murni pada kondisi standart

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 airformasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut: Bw = (1 + Vwp)(1 + Vwt) Keterangan : Bw

= faktor volume air formasi, bbl/bbl

Vwt

= penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, oF

Vwp

= penurunan volume selama penurunan tekanan, psi

25

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 :

C wp  

1 V

 V     P  T

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 untuk reservoir yang berbeda, kondisinya juga akan berbeda tergantung kedalamannya, pada umumnya bersifat linier walaupun sering terjadi penyimpangan. 26

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. Adanya pengaruh gravitasi karena adanya perbedaan densitas antara minyak dan gas, maka gas dapat terpisah dengan minyak sedangkan gas yang terpisah dengan minyak ini akan berakumulasi pada tudung reservoir dan karena pengembangan ini maka gas akan mendorong minyak kedalam sumur produksi

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 formasi. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas

27

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.

1.3.1.1. Tekanan Hidrostatis Tekanan Hidrostatis adalah suatu gejala alam yang terjadi pada setiap benda dipermukaan bumi yang merupakan besarnya gaya yang bekerja tiap satu satuan luas. Tekanan Hidrostatis juga 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 :

Ph 

F A

Ph  0.052  D 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

Tekanan hidrostatis adalah tekanan yang diakibatkan oleh beban fluida diatasnya, secara empiris dapat dituliskan sebagai berikut : P = yxh Keterangan : y

= tekanan hidrostatis

h

= kedalaman 28

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

P0 =

Gmb  Gfl  D1   ma   fl A

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. 29

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 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 :

Pf 1  Pob 2 P      D 3  D D 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. Bila isi dari kolom yang terisi berbeda cairannya maka besarnya tekanan hidrostatis akan berbeda. 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. 30

1.3.1.5. Tekanan Subnormal Tekanan formasi subnormal adalah formasi yang mempunyai gradien tekanan dibawah 0,433 psi/ft. Tekanan subnormal diakibatkan adanya rekahanrekahan batuan, atau adanya gaya diatrophisma (penekanan batuan dan isinya oleh gaya pada kerak bumi).

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.

31

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 =

Tformasi - Tstandard Kedalalama n Formasi

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 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.

32

1.4.1.1. 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 dan juga perangkap patahan. 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.

1.4.1.2. 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. 1.

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.

33

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. Gambar 1.17. memperlihatkan diagram fasa untuk suatu fluida reservoir.

Gambar 1.17. Diagram Fasa P & T Suatu Fluida Reservoir3)

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 setiap

34

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 Gambar 1.17. 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 1.17., 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.

35

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 1.17.), 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 Gambar 1.17.). Titik awal dari tekanan reservoir berada dibawah titik Pbnya, sehingga fluida reservoir ada dua fasa yaitu fasa gas dan minyak (sebagai fasa cair). Penurunan P res akan merubah harga GOR produksi sebagai akibat terbebaskannya gas dari larutan. Dari beberapa ciri-ciri reservoir minyak yang dapat disebutkan sebagai ciriciri dari reservoir minyak jenuh, adalah sebagai berikut: a.

Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung dan temperatur reservoir lebih rendah dari temperatur kritisnya. 36

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.

Gambar 1.18. Diagram Fasa Fluida Reservoir3)

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 1.18. 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. 37



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 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 Gambar 1.18. 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.

38

Gambar 1.19. Diagram Fasa dari Black Oil3)

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 Gambar 1.20.

39

Gambar 1.20. Diagram Fasa dari Volatile Oil3)

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 ratio permukaan sebesar kurang lebih 8000 scf/stb dengan gravity sekitar 50oAPI. Cairan produksi biasanya berwarna gelap.

40

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 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.

Gambar 1.21. Diagram Fasa dari Gas Kondensat3) Berdasarkan Gambar 1.21. 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

41

titik C, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik C ini masih terdapat cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan menguap.

1.4.2.3. Reservoir Gas Berdasarkan fasa fluidanya, reservoir gas terbagi menjadi reservoir gas kering (dry gas), reservoir gas basah (wet gas) dan retrograde gas.

1.

Reservoir Gas Kering (Dry Gas) Suatu reservoir gas kering akan mengandung fraksi ringan seperti methana

dan ethana dalam jumlah banyak serta sedikit fraksi yang lebih berat. Jenis diagram fasa dari reservoir gas kering serta kondisi operasinya dapat ditunjukkan dalam gambar Gambar 1.21. Pada Gambar 1.21. ditunjukkan bahwa baik kondisi separator maupun kondisi reservoirnya akan tetap pada daerah fasa tunggal. Untuk reservoir gas kering ini tidak akan dijumpai adanya hidrokarbon cair akibat adanya proses penurunan tekanan dan temperatur, baik pada kondisi di permukaan maupun di reservoir. Istilah kering disini diartikan bebas dari hidrokarbon cair kecuali air formasi. Ciri-ciri khas reservoir gas kering adalah : 

Pada kondisi reservoir awal, temperaturnya selalu berada di atas cricondenterm.



Gas deviation factor (z) bervariasi antara 0,7 sampai 1,20; harga 1,0 menyatakan gas ideal.



Sifat-sifat gas kering yang terpenting adalah faktor volume formasi gas, gravity gas, kekentalan gas dan kompresibilitas gas.



Gas kering ini berbeda dengan gas basah ataupun gas kondensat, terutama dalam kandungan komponen cairnya.

42

Gambar 1.22. Diagram Fasa Dari Dry Gas3)

1. Reservoir Gas Basah (Wet Gas) Secara Normal reservoir gas basah akan mengandung komponen (fraksi) berat lebih besar dibandingkan reservoir gas kering sehingga akan menghasilkan diagram fasa yang lebih besar dan menggeser titik kritis pada temperatur yang lebih tinggi, seperti ditunjukkan pada Gambar 1.23. Dari gambar tersebut terlihat bahwa fluida yang mengisi reservoir gas basah pada setiap saat akan berbentuk fasa tunggal. Pada kondisi separator, reservoir gas basah ini akan ditunjukkan oleh adanya daerah dua fasa dimana cairan yang dihasilkan merupakan hasil kondensasi yang terjadi di separator. Perlu diperhatikan bahwa didalam reservoir gas basah tidak akan terjadi kondensasi retrograde isothermal selama proses penurunan tekanan, cairan yang terbentuk dalam separator dalam jumlah yang sedikit dan komponen berat yang terdapat dalam campuran relatif kecil. Dalam reservoir gas basah biasanya ditunjukkan oleh GOR antara 6000 sampai 10000 cuft/bbl dengan derajat gravity lebih besar dari 600 API.

43

Gambar 1.23. Diagram Fasa Dari Wet Gas3)

2. Reservoir Retrograde Gas Diagram fasa untuk retrograde gas lebih kecil daripada untuk minyak dan titik kritik-nya berada jauh di arah bawah dari lengkungan. Perubahan tersebut merupakan akibat dari kandungan retrograde gas yang terdiri dari lebih sedikit hidrokarbon berat daripada minyak. Diagram fasa dari retrograde gas memiliki temperatur kritik lebih kecil dari temperatur reservoir dan cricondentherm lebih besar daripada temperatur reservoir.

Gambar 1.24. Diagram Fasa dari Retrograde Gas3) 44

Seperti terlihat pada Gambar 1.24., awalnya retrograde gas merupakan fasa gas di reservoir, titik - 1. Bersamaan dengan menurunnya tekanan reservoir, retrograde gas memberikan titik embun, titik-2. Dengan menurunnya tekanan, cairan mengembun dari gas untuk membentuk cairan bebas di reservoir. Cairan ini sebagian tidak mengalir dan tidak dapat diproduksi. Jalur tekanan reservoir pada diagram fasa (Gambar 1.24.) menunjukkan bahwa pada beberapa tekanan yang rendah cairan mulai mengembun. Hal ini terjadi di laboratorium; walaupun demikian, ada kemungkinan hal ini tidak terjadi secara luas di reservoir karena selama produksi keseluruhan komposisi dari fluida reservoir berubah.

1.4.3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong Mekanisme pendorong adalah tenaga yang dimiliki oleh reservoir secara alamiah yang digunakan untuk mendorong minyak selama produksi ke permukaan. Proses pendorongan akan terjadi bila energi produksinya lebih besar dari seluruh energi yang hilang selama aliran fluida reservoir menuju lubang bor. Sumber energi alamiah yang digunakan untuk memindahkan minyak dan gas dari reservoir ke lubang sumur meliputi energi gravitasi minyak yang bekerja jarak vertikal dari kolom produktifnya, energi penekanan akibat dari pembebasan gas yang terlarut dalam minyak atau air, energi sebagai akibat kompresi dari minyak dan air dalam daerah produksi dari reservoirnya, energi kompresi air yang berada di sekeliling zona produksi, energi yang berasal dari pengaruh tekanan kapiler serta energi yang berasal dari kompresi batuannya sendiri. Berdasarkan pengaruh yang paling dominan dari setiap sumber energi diatas, maka mekanisme pendorong reservoir yang utama adalah water drive, gas cap drive, solution gas drive, segregation drive, dan combination drive.

1.4.3.1. 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.

45

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 (Gambar 1.25.). Gas oil ratio 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. Ditinjau dari cara pendesakannya Water Drive ini dibedakan menjadi 3 macam, yaitu : 

Edge Water Drive, dimana pendesakan air sejajar dengan bidang perlapisan.



Bottom Water Drive, dimana arah gerakan bidang batas dari air-minyak memotong arah bidang perlapisannya, dan tebal lapisan yang mengandung minyak relatif lebih kecil dibandingkan dengan aquifernya. Untuk jenis bottom water drive pendesakannya oleh air dari bawah zona minyak.



Kombinasi Edge Water Drive dengan Bottom Drive

Gambar 1.25. Water Drive Reservoir9)

46

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 di tinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi (Gambar 1.26.). 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. Dapat disimpulkan suatu reservoir dengan tenaga pendorong air ini mempunyai kelakuan seperti dibawah ini : 

Penurunan tekanan reservoir terlihat agak lambat.



GOR rendah dan relatif konstan



WOR naik dengan cepat dan kontinyu



Recovery-nya cukup tinggi yaitu sekitar 35 - 75%

Gambar 1.26. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR Pada Water Drive Reservoir9)

1.4.3.2. Gas Cap Drive Reservoir Dalam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadangkadang 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 47

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 bor (Gambar 1.27.). Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampir-hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatip 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 1.28.). Dapat disimpulkan suatu reservoir dengan tenaga pendorong gas ini mempunyai kelakuan seperti dibawah ini : 

Tekanan reservoir akan turun dengan lambat dan berlangsung secara kontinyu



GOR akan meningkat terus



Produksi air diabaikan



Perolehan minyak dapat mencapai 20 - 40 % dari total cadangan awal dalam reservoir (initial oil in place).

48

Gambar 1.27. Gas Cap Drive Reservoir9)

Gambar 1.28. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR Pada Gas Cap Drive Reservoir9)

1.4.3.3. Solution Gas Drive Reservoir Reservoir jenis ini disebut solution gas drive, depletion gas drive, atau internal 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 tersebut (Gambar 1.29.). 49

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 (Gambar 1.30.). Gas akan mengalir lebih cepat dibandingkan dengan minyak karena gas mempunyai viscositas yang lebih kecil, lebih ringan darn umumnya tidak mempunyai kebasahan gas pada batuarn reservoirnya. Bila gas mulai mengalir, maka penurunan tekanan akan cepat dan gas yang terbentuk juga akan semakin banyak. Hal ini mengakibatkan gas oil ratio (GOR) naik sampai pada suatu tekanan tertentu dimana minyak dan gas sudah tidak mengalir lagi.

Gambar 1.29. Solution Gas Drive Reservoir9)

50

Gambar 1.30. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR Pada Solution Gas Drive Reservoir9)

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 gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio 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 gas oil produksi dan gas oil ratio reservoir harganya hampir sama. Pada Gambar 1.30. memperlihatkan karakteristik tekanan dan GOP pada reservoir depletion drive. Air yang diproduksikan dari reservoir ini sangat sedikit bahkan hampirhampir tidak ada. Hal ini karena reservoir jenis ini sifatnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat diproduksi atau ikut terproduksi bersama minyak. 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. Sehingga bila sisa minyak ini akan diproduksikan juga, maka perlu dipergunakan suatu energi tertentu ke dalam suatu reservoir untuk mempengaruhi tekanan atau sifat fisik sistem fluida reservoirnya, sehingga dengan demikian diharapkan sisa minyak yang tertinggi dapat diperkecil.

51

Dapat disimpulkan suatu reservoir solution gas drive mempunyai kelakuan seperti dibawah ini : 

Tekanan reservoir turun dengan cepat dan berlangsung secara kontinyu.



Perbandingan gas-minyak (GOR) mula-mula cukup rendah, kemudian naik sampai maksimum dan turun dengan tajam.



Efisiensi perolehan minyak berkisar 5 - 30 %



Produksi air dianggap tidak ada.

1.4.3.4. Segregation 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 oil ratio dari sumur-sumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu program penutupan sumur-sumur tersebut. Diharapkan dengan adanya program ini perolehannya minyaknya dapat mencapai maksimum. Besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas zona produktif, dan juga dari kemiringan dari formasinya. Faktor-faktor kombinasi seperti misalnya, viskositas rendah, specific gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeabilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup

52

curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya (Gambar 1.31.).

Gambar 1.31. Gravitational Segregation Drive Reservoir9)

Dalam reservoir gravity drainage perembesan airnya kecil atau hampir tidak ada produksi air. Laju penurunan tekanan tergantung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi semata-mata hanya karena gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat akan habis. Recovery yang mungkin diperoleh dari jenis reservoir gravity drainage ini sangat bervariasi. Bila gravity drainage baik, atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi. Pernah tercatat bahwa recovery dari gravity drainage ini melebihi 80% dari cadangan awal (IOIP). Pada reservoir dimana bekerja juga solution gas drive ternyata recovery-nya menjadi lebih kecil (Gambar 1.32.). Dapat disimpulkan suatu reservoir jenis ini mempunyai kelakuan : 

Penurunan tekanan relatif cepat



GOR naik dengan cepat hingga maksimum kemudian turun secara kontinyu



Produksi air sangat kecil bahkan diabaikan



Recovery sekitar 20 - 60 %

53

Gambar 1.32. Karakteristik Tekanan, PI, dan GOR Pada Gravitational Segregation Drive Reservoir9)

1.4.3.5. Combination Drive Reservoir Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Tidak jarang dalam keadaan sebenarnya energi-energi pendorong ini bekerja bersamaan dan simultan. Bila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan kombinasi

beberapa energi

pendorong, sehingga dikenal

dengan

nama

combination drive reservoir. Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive. Sehingga sifat-sifat reservoirnya jadi lebih kompleks jika dibandingkan dengan energi pendorong tunggal (Gambar 1.33.). Untuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada pada bagian bawah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari bawah. Dengan demikian peristiwa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya tinggi dan efesiensi produksinya lebih tinggi. Gambar 1.34. merupakan salah satu contoh kelakuan dari combination drive dengan water drive yang lemah dan tidak ada tudung gas pada reservoirnya. Gas oil ratio yang konstan pada awal produksi dimungkinkan bahwa tekanan reservoir 54

masih di atas tekanan jenuh. Di bawah tekanan jenuh, gas akan bebas sehingga gas oil ratio akan naik. Dapat disimpulkan suatu reservoir jenis ini mempunyai kelakuan seperti dibawah ini : 

Penurunan tekanan relatif cukup cepat



WOR akan naik secara perlahan



Jika ada gas cap maka sumur-sumur yang terletak di struktur atas dari reservoir tersebut akan mengalami peningkatan GOR dengan cepat.



Faktor perolehan dari combination drive adalah lebih besar dibandingkan dengan solution gas drive tetapi lebih kecil jika dibandingkan dengan gas cap dan water drive.

Gambar 1.33. Combination Drive Reservoir9)

55

Gambar 1.34. Karakteristik Tekanan, PI, WOR, dan GOR Pada Combination Drive Reservoir9)

1.5. Penentuan Cadangan Cadangan adalah kuantitas (jumlah volume) minyak dan gas yang dapat diperoleh atau diproduksikan secara komersial. Cadangan dapat ditindak lanjuti untuk dihitung apabila telah memenuhi beberapa kriteria, antara lain adalah : 1.

Telah diketemukan (discovered)

2.

Dapat diambil (recoverable)

3.

Memenuhi syarat komersialitas (commercial)

4.

Adanya sejumlah volume yang tersisa (remaining). Apabila telah terjadi produksi, maka cadangan terbukti sering disebut

“estimed remaining reserves” atau cadangan terbukti yang tertinggal. Jumlah produksi dan cadangan terbukti yang tertinggal disebut “estimated ultimate recovery” atau cadangan ultimate, sedangkan jumlah total minyak didalam reservoir disebut sebagai “Initial Oil In Place” (IOIP), hanya sebagian IOIP yang bisa diproduksikan sehingga menjadi cadangan terbukti.

EUR = CUM + ERR 56

dimana : EUR

: Estimed Ultimate Recovery atau cadangan ultimate

CUM

: Cummulatif Production

ERR

: Estimated Remaining Reserves atau cadangan terbukti tertinggal

IOIP = N : Initial Oil In Place atau Jumlah minyak didalam reservoir dan bukan jumlah yang dapat diproduksikan RF

: Recovery Factor adalah presentase dari IOIP yang dapat diproduksikan (RF = Cadangan Terbukti/IOIP)

Sebelum memasuki pokok materi yang akan dibahas, untuk lebih memudahkan dalam pemahamannya, maka perlu mengetahui beberapa istilah yang sering digunakan dalam menentukan cadangan atau pada umumnya dipakai dalam Teknik Reservoir. Istilah tersebut meliputi pengertian cadangan, remaining recoverable reserve, serta recovery factor. 

Cadangan atau reserve, merupakan jumlah hidrokarbon yang ditemukan dalam batuan reservoir dan hidrokarbon yang diproduksikan. Jumlah minyak yang dapat diproduksi sampai batas ekonominya disebut Ultimate Recovery. Jumlah minyak yang ada dalam reservoir pada keadaan awal sebelum reservoir tersebut diproduksi disebut Original Oil In Place (OOIP).



Remaining Recoverable Reserve, yaitu jumlah hidrokarbon yang tersisa, yang masih memungkinkan untuk dapat diproduksikan sampai batas ekonominya.



Recovery Factor, merupakan angka perbandingan antara hidrokarbon yang dapat diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula dalam reservoir. Recovery factor dipengaruhi oleh mekanisme pendorong, sifat fisik batuan dan fluida reservoir tersebut.

Pada bagian ini akan dibahas dua hal pokok yang berhubungan dengan cadangan, yaitu metode yang digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan. Berdasarkan pada urutan proses eksplorasi reservoir dan untuk memudahkan

57

pemahaman, metode yang dapat digunakan dalam perhitungan cadangan reservoir adalah sebagai berikut: 

Metode Volumetrik



Metode Material Balance



Metode Decline Curve

1.5.1

Metoda Volumetrik

Perkiraan cadangan hidrokarbon dengan menggunakan metoda volumetrik merupakan salah satu metoda yang paling sederhana, dimana dilakukan sebelum tahap pengembangan dan data-data yang dibutuhkan juga belum banyak, hanya data-data geologi serta sebagian data-data batuan dan fluida reservoir. Persamaan untuk menghitung initial oil in place adalah : Sedangkan untuk initial gas in place adalah : Ni = jumlah minyak mula-mula di reservoir, STB Gi = jumlah gas mula-mula di reservoir, SCF Vb = volume bulk reservoir, acre-ft

Dengan melihat persamaan di atas, maka data-data yang dibutuhkan untuk melakukan perkiraan cadangan adalah Vb,

, Swi, Boi, dan Bgi. Data sifat-sifat

fisik batuan dan fluida reservoir diperoleh dari hasil laboratorium, sedangkan untuk menentukan Vb diperlukan data-data geologi yang representatif. Untuk menghitung bulk volume, harus dibuat peta isopach terlebih dahulu. Peta isopach

yaitu suatu

peta

yang menggambarkan

garis-garis

yang

menghubungkan titik-titik yang mempunyai ketebalan yang sama dari lapisan produktif, seperti pada

58

Gambar 1.35. Peta Isopach Reservoir

Perhitungan volume batuan reservoir dengan menggunakan peta isopach dibedakan menjadi dua persamaan, yaitu : 

Persamaan pyramidal.



Persamaan trapezoidal.

1.5.1.1 Metoda Trapezoidal Persyaratan utama dalam melakukan perhitungan dengan metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus lebih besar dari 0.5. Secara matematik, persamaannya dapat ditulis sebagai berikut : ℎ

Vb = (An + An+1) 2

(Vb = volume batuan, acre-ft; An = luas yang dibatasi garis kontur isopach terendah, acre; An+1 = luas yang dibatasi garis kontur isopach diatasnya, acre; h = interval antara garis kontur isopach, ft).

59

1.5.1.2 Metoda Pyramidal Persyaratan utama metoda ini adalah perbandingan antara luas garis kontur yang berurutan harus kurang atau sama dengan 0.5. Persamaannya adalah : ℎ

Vb = 3 (An + An+1 + √𝐴𝑛 + 𝐴𝑛+1) 1.5.2.

Metoda Material Balance Metoda material balance dapat digunakan untuk memperkirakan besar

cadangan reservoir, dimana data-data produksi yang diperoleh sudah cukup banyak. Prinsip dari metoda material balance ini didasarkan pada prinsip kesetimbangan volumetrik yang menyatakan bahwa, apabila volume suatu reservoir konstan, maka jumlah aljabar dari perubahan-perubahan volume minyak, gas bebas dan air dalam reservoir harus sama dengan nol. Persamaan umum material balance untuk menghitung cadangan adalah sebagai berikut: N=

𝑁𝑝 +[𝐵𝑡 +(𝑅𝑝 − 𝑅𝑠𝑖 )]−(𝑊𝑒 − 𝑊𝑝 𝐵𝑤 ) 𝐵𝑡 − 𝐵𝑡𝑖 +

𝑚𝐵𝑡𝑖 𝐵𝑔𝑖

(𝐵𝑔 − 𝐵𝑔𝑖 )

(Np = kumulatif produksi; B = faktor volume formasi; Rp = gas oil ratio, SCF/STB; Rsi = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan awal, SCF/STB; We = water influx; WpBw = produksi air; subscript: t = total, i = pada tekanan awal).

Persamaan umum material balance tersebut diatas, akan berubah tergantung dari jenis mekanisme pendorong dari reservoirnya, dengan ketentuan sebagai berikut: 

Solution Gas Drive reservoir, m = 0, Wp = 0, We = 0.



Water Drive reservoir, m = 0.



Gas Cap Drive reservoir, We = 0.



Combination Drive reservoir berlaku persamaan umum.

60

1.5.3.

Metoda Decline Curve Secara alamiah, laju produksi akan mengalami penurunan sejalan dengan

waktu. Decline curve merupakan suatu metoda yang menggambarkan penurunan kondisi reservoir dan produksinya terhadap waktu. Pada prinsipnya, metoda decline curve adalah membuat grafik hubungan antara laju produksi terhadap waktu atau laju produksi terhadap produksi kumulatif, seperti yang terlihat pada gmbar dibawah ini.

Gambar 1.36. Kurva Umum Decline Curve

Bentuk kurva penurunan laju produksi dapat dibagi menjadi tiga, yaitu : o

Exponential decline,

o

Hyperbolic decline dan

o

Harmonic decline.

1.5.3.1. Exponential Decline Curve Bentuk decline curve ini mempunyai harga laju penurunan produksi per satuan waktu sebanding dengan laju produksinya. Persamaan dasar dari exponential decline curve adalah sebagai berikut: 𝑑(

-b =

𝑞 ) 𝑑𝑞/𝑑𝑡

𝑑𝑡

Integrasikan persamaan di atas, maka diperoleh: 𝑞

- (bt + a) = 𝑑𝑞/𝑑𝑡

61

(a = decline rate; b = konstanta yang merupakan selisih antara decline rate pada selang periode). Untuk exponential decline, besarnya penurunan (decline rate) adalah konstan, sehingga harga b = 0, dan persamaan diatas menjadi: 𝑞

- a = 𝑑𝑞/𝑑𝑡 Dengan mengintegrasikan persamaan tersebut, dimana qi adalah laju produksi mula-mula dan qt adalah laju produksi pada saat t, maka secara matematik dapat dibuat hubungan sebagai berikut: qt = qie-t/a Harga Np (produksi kumulatif) diperoleh dengan menggunakan persamaan berikut: 𝑡

Np = ∫0 𝑞𝑡 𝑑𝑡 Dengan mensubstitusikan diperoleh persamaan berikut: Np = a(qi – qt)

1.5.3.2. Hyperbolic Decline Curve Besarnya laju penurunan (decline rate) pada hyperbolic decline tidak konstan, melainkan selalu berubah, dimana besarnya laju penurunan akan menunjukkan suatu deret hitung dan harga b akan berkisar antara 0 (nol) hingga 1 (satu). Dengan cara yang sama dengan eksponential decline curve, persamaan produksi kumulatif adalah: 𝑞𝑏𝑎

𝑖 Np = 1−𝑏 (𝑞𝑖 1−𝑏 − 𝑞𝑡1−𝑏 )

1.5.3.3. Harmonic Decline Curve Pada harmonic decline, penurunan laju produksi per satuan waktu berbanding lurus terhadap laju produksinya. Bentuk kurva harmonic decline merupakan bentuk khusus dari hyperbolic decline, yaitu untuk harga b = 1. Jadi persamaan laju produksi kumulatifnya adalah sebagai berikut: 𝑞

Np = aqi ln 𝑞 𝑖

𝑡

62

1.6

Simulasi Reservoir simulasi adalah proses pemanfaatan model buatan yang dibuat untuk

mewakili karakteristik reservoir, dengan tujuan untuk mempelajari, mengetahui ataupun memperkirakan kelakuan dan kinerja aliran fluida pada reservoir tersebut. Terdapat beberapa macam metode yang dapat digunakan dalam pembuatan tiruan sistem tersebut, yang biasa disebut sebagai model. Jenis model yang dapat digunakan pada simulasi adalah model analog, model fisik, dan model matematik. 1.6.1

Tujuan simulasi reservoir Secara umum simulasi reservoir digunakan

sebagai acuan dalam

perencanaan manajemen reservoir, antara lain sebagai berikut:  Memperkirakan kinerja reservoir pada berbagai tahapan dan metode produksi yang diterapkan: - Sembur alam - Pressure maintenance - Reservoir energy maintenance (secondary recovery) - Enhanced oil recovery (EOR)  Mempelajari pengaruh laju alir terhadap perolehan minyak dengan menentukan laju alir maksimum (maximum efficient rate, MER).  Menentukan jumlah dan lokasi sumur untuk mendapatkan perolehan minyak yang optimum.  Menentukan pola sumur injeksi dan produksi untuk mengoptimalkan pola penyapuan.  Memperhitungkan adanya indikasi coning dalam menentukan interval komplesi yang optimum serta pemilihan jenis sumur, vertikal, atau horizontal. 1.7. Uji Sumur Tujuan utama dari suatu pengujian sumur hidrokarbon, atau yang telah dikenal luas dengan sebutan “Well Testing”, yaitu untuk menentukan kemampuan suatu lapisan atau formasi untuk berproduksi. Wellbore storage merupakan lubang sumur yang tersi fluida, dimana tekanan pengukuran belum mencerminkan

63

tekanan reservoir tetapi menentukan tekana kondisi lubang sumur. Sehingga wellbore storage tekananmula-mulanya yang masih shadow pressure karena effect penumpukan masa. Apabila pengujian ini dirancang secara baik dan memadai, kemudian hasilnya dianalisa secara tepat, maka akan banyak sekali informasiinformasi yang sangat berharga akan didapatkan seperti: 

Permeabilitas efektif fluida



Kerusakan atau perbaikan formasi disekeliling lubang bor yang diuji.



Tekanan reservoir



Batas suatu reservoir



Bentuk radius pengurasan



Keheterogenan suatu lapisan

Jenis uji sumur yang biasa digunakan antara lain adalah: 

Drill steam test (DST),



Uji tekanan (pressure test),



Analisa PVT, dan



Uji produksi (production test)

1.7.1

Drill Steam Test (DST)

Drill steam test merupakan uji sumur yang digunakan untuk memastikan apakah suatu formasi dapat dikategorikan sebagai formasi produktif atau tidak. Dilihat dari hasil analisa cutting dan logging. Pada drill steam test ini menggunakan rangkaian peralatan DST disambungkan dengan rangkaian drill string kemudian diturunkan sampai zona test. 1.7.2

Uji Tekanan (Pressure Test)

Uji tekanan menggunakan prinsip pengukuran perubahan tekanan terhadap waktu selama periode penutupan atau pada periode pengaliran. Penutupan sumur dimaksudkan untuk mendapatkan keeimbangan tekanan dieluruh reservoir, peridoe pengaliran sebelum atau sesudah periode penutupan dengan laju konstan. Parameter yang diukur adalah tekanan static (Pws), tekanan aliran dasar sumur

64

(Pwf), tekanan awal reservoir (Pi), skin factor (S), permeabilitas rata-rata (k), volume pengurasan (Vd) dan radius pengursan (re). Metode uji tekanan pada sumur minyak yang umum digunakan ada dua macam, yaitu: 

Pressure Build-Up Test Uji build-up tekanan adalah suatu teknik pengujian tekanan transien yang paling sering digunakan. Build-Up test sering digunakan untuk menstabilkan rate dan stabil pressure. Pada dasarnya, pengujian ini dilakukan pertamatama dengan memproduksi sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap, kemudian menutup sumur tersebut. PBU dapat dilakukan saat periode pengeboran maupun selama periode produksi. Asumsi dalam pengujian pressure Build-Up Test: a. Sumur ditutup tepat di depan perforasi. b. Tidak ada aliran masuk kedalam sumur. c. Fluida didalam reservoir mengair menuju sekeliling sumur sampai tekanan diseluruh reservoir sama.



Pressure Draw-down Test Pressure drawdown testing adalah suatu pengujian yang dilaksanakan dengan jalan membuka sumur dan mempertahankan laju produksi tetap selama pengujian berlangsung. Sebagai syarat awal, sebelum pembukaan sumur tersebut, tekanan hendaknya seragam diseluruh reservoir yaitu dengan menutup sumur sementara waktu agar dicapai keseragaman tekanan reservoirnya. Pengujian pressure drawdown biasanya digunakan pada sumur: a. Sumur baru b. Sumur lama yang telah ditutup sekian lama sekian lama hingga dicapai keseragaman tekanan reservoir.

Metode uji tekanan pada sumur gas yang umum digunakan ada tiga macam, yaitu: 

Back Pressure



Isochronal Test



Modified Isochronal Test

65