2.3.2.1 Sifat Fisik Minyak 2.3.2.1.1 Viskositas Minyak
Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir. Viskositas dinyatakan dengan persamaan :
Q!
F
dv
A
««««««««««««««««« «««««««««« «««««««.««. .««. . (2-24)
dy
dimana :
Q
=
viskositas, gr/(cm.sec)
F
=
shear stress
A
=
luas bidang paralel terhadap aliran, cm
=
gradient kecepatan, cm/(sec.cm).
dv
dy
2
Viskositas minyak dipengaruhi oleh P, T, dan R s. Hubungan antara viskositas minyak (Qo) terhadap P dan T dapat dilihat pada Gambar 2.12 dan Gambar 2.8.
2.3.2.1.2. Densitas Minyak
Densitas adalah perbandingan berat masa suatu substansi dengan unit dari volume tersebut. Cara penentuan diantaranya dengan mencari hubungan antara densitas minyak dengan pengaruh GOR (dikembangkan oleh Katz). Dengan cara ini ketelitian berbeda 3 % dari hasil percobaan. Hubungan tersebut dapat dituliskan : V o
!
K osc . ( 62.4)
K gd . ( 0.0764). R s Bo
««.««««««.. (2-25)
dimana : Vo
=
Ksc
=
Kgd =
densitas minyak, lbm/cuft 1415 . 1315 . oA I
spesific gravity gas yang terlarut dalam minyak Nilai ini dapat dicari dari
hubung hubungan an A I deng dengan an R s (Gambar 2.10).
2.3.2.1.3. Faktor Volume Formasi Minyak Faktor
volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume minyak awal
(reservoir) terhadap volume minyak akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart. Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris : Bo = 0.972 + 0.000147.F1.175 «««.««««««««. (2-26) F
¨ Kg¸ ! R s . © ¹ 1.25T ««.««««««««««««. (2-27) ª K o º
dimana : R s
=
kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
Ko
=
specific gravity minyak, lb/cuft
Kg
=
specific gravity gas, lb/cuft
T=
temperatur,
o
F.
Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana :
Tekanan dibawah P b (P < P b), Bo akan turun akibat sebagaian gas terbebaskan.
Tekanan diantara Pi dan P b (P b < P < Pi), Bo akan naik sebagai akibat terjadinya pengembangan gas.
2.3.2.1.4. Kompressibilitas Minyak
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut: Co
! V1 dV dP «.««««««««««««««««. (2-28)
Kompressibilitas minyak dibagi menjadi dua berdasarkan kondisi kejenuhan nya, yaitu:
Kompressibilitas minyak tak jenuh, dimana dipengaruhi oleh berat jenis, tekanan dan temperatur.
Kompressibilitas minyak jenuh, yang biasanya lebih besar jika dibandingkan dengan kompressibilitas minyak tak jenuh.
Persamaan 2-28 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co
!
Boi «««««««««««««««.. (2-29) B oi Pi Pb B ob
dimana : Bob
=
faktor volume formasi pada tekanan bubble point
Boi
=
faktor volume formasi pada tekanan reservoir
Pi
=
tekanan reservoir
P b
=
tekanan bubble point.
2.3.2.1.5. Kelarutan Gas dalam Minyak
Kelarutan gas (R s) adalah banyaknya volume gas yang terbebaskan (pada kondisi standart) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel. Faktor
yang mempengaruhi R s adalah :
1. Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding lurus dengan tekanan (Gambar 2.11). 2. Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya specific gravity minyak. 3. Temperatur, R s akan berkurang dengan naiknya temperatur.
2.3.2.2. Sifat Fisik Gas 2.3.2.2.1. Viskositas Gas
Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanannya dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair. Salah satu cara untuk menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carr et al), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas-gas ikutan, seperti H2S, CO2, dan N2. viskositas gas campuran.
Adanya
gas-gas non-hidrokarbon tersebut akan memperbesar
2.3.2.2.2. Densitas Gas
Densitas didefinisikan sebagai massa tiap satuan volume dan dalam hal ini massa dapat diganti oleh berat gas, m. Sesuai dengan persamaan gas ideal, maka rumus densitas untuk gas ideal adalah : V g
!
m V
!
PM
««««««««««««««.
RT
(2-19)
dimana : m
=
berat gas, lb
V
=
volume gas, cuft
M
=
berat molekul gas, lb/lb mole
P
=
tekanan reservoir, psia
T
=
temperatur, R
R
=
konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole R
o
o
Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut : V g
!
P Ma zRT
««««««««««««««««««.. (2-20)
dimana : z
=
faktor kompresibilitas gas
Ma
=
berat molekul tampak = 7 yi Mi
yi
=
fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas
MI
=
berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas.
2.3.2.2.3. Faktor volume Formasi Gas Faktor
volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah gas pada kondisi
reservoir dengan kondisi standard, dapat dituliskan : Vres
Bg
!
Bg
! 0.00504
Vsc
«.«««««««««««««««««.. (2-21)
atau z T ¨ resbbl ¸ P
© ¹ ...«««««««««««. (2-22) ª scf º
2.3.2.2.4. Kompressibilitas Gas
Kompressibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume per unit perubahan tekanan, atau dapat dinyatakan dengan persamaan : C g
! V 1 ( dV ) «««««««««««««««««.. (2-23) dP
2.3.2.2.5. Faktor Deviasi
Dengan diketahuinya harga P pc dan T pc, 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 )
2.4. Karekteristik Air Formasi 2.4.1. Komposisi Kimia Air Formasi 2.4.1.1. Sifat-sifat Kimia Air Formasi Air
formasi
2.4.2. Sifat Fisik Air Formasi 2.4.2.1. Viskositas Air Formasi
Viskositas air formasi ( Qw) akan naik terhadap turunnya temperatur dan terhadap kenaikkan tekanan seperti terlihat pada Gambar 2.12 yang merupakan hubungan antara kekentalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur. Kegunaan mengetahui perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.
2.4.2.2. Densitas Air Formasi
Gambar 2.13 menunjukkan densitas air formasi (brine) pada kondisi standart yang merupakan fungsi total padatan. Berat jenis formasi ( Vw) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi Vw pada kondisi standart dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh terhadap gas alam pada kondisi reservoir. 2.4.2.3. Faktor Volume Formasi Air Formasi Faktor
volume formasi air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume
air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan
turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. Gambar 2.14 menunjukkan hubungan faktor volume formasi air-formasi dengan tekanan. 1.05 1.04 1.03 1.02 Fw 1.01 2000
4000
5000
Press.
Gambar 2.14. ) Grafik Hubungan Faktor Volume Formasi Air Formasi dengan Tekanan3
Faktor
volume formasi air-formasi bisa ditentukan dengan menggunakan persamaan
sebagai berikut : Bw = (1 + (Vwp)(1 + (Vwt) .«««««««««««« (2-30) dimana :
(Vwp
=
penurunan volume selama penurunan tekanan, faktor ini ditentukan dengan menggunakan Gambar 2.14.
(Vwt
= penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, faktor ini ditentukan dengan menggunakan Gambar 2.15.
Dari Gambar 2.16 tersebut terlihat bahwa dengan turunnya tekanan dari tekanan mulamula ke tekanan jenuh, faktor volume formasi air formasi meningkat, hal ini disebabkan oleh pengembangan air formasi pada tekanan dibawah tekanan jenuh, gas keluar dari larutan tetapi karena rendahnya kelarutan gas dalam air formasi, maka penyusutan fasa cair relatip kecil. Dan biasanya penyusutan ini tidak cukup untuk mengimbangi pengembangan air formasi pada penurunan tekanan, sehingga faktor volume formasi air-formasi terus meningkat dibawah tekanan jenuh.
Bwb Bw 1.0
! Pb Reservoir Pressure
Gambar 2.15. (Vwt Sebagai Fungsi Tekanan Reservoir 3)
2.4.2.4. Kompresibilitas Air Formasi
Kompresibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompresibilitas air murni tanpa adanya gas ter larut di dalamnya ditunjukkan pada Gambar 2.17 Kompresibilitas air murni pada suhu konstan dinyat akan dalam persamaan berikut : C wp
(V ! V 1 ¨© ¸¹ ««««...«««««««««.«« (2-31) ª ( P º
dimana : -1
Cwp
=
kompressibilitas air murni, psi .
V
=
volume air murni, bbl
(V
=
perubahan volume air murni, bbl
(P
=
perubahan tekanan, psi.
Selain itu kompresibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan : Cw = Cwp(1 + 0.0088 R sw) ««««««..««««««. (2-32) dimana : R sw
=
kelarutan gas dalam air formasi
Cwp
=
kompressibilitas air murni, psi
Cw
=
kompressibilitas air formasi, psi
-1 -1
2.5. Kondisi Reservoir
Tekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya (air, minyak, dan gas). Tekanan dan temperatur lapisan kulit bumi dipengaruhi oleh adanya gradient kedalaman, letak dari lapisan, serta kandungan fluidanya.
2.5.1 Tekanan Reservoir
Tekanan reservoir dapat terjadi oleh salah satu atau kedua sebab-sebab berikut:
Tekanan hidrostatik, yang disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan diatasnya.
Tekanan overburden, yang disebabkan oleh berat batuan diatasnya serta kandungan fluidanya. Pada prinsipnya tekanan reservoir adalah bervariasi terhadap kedalaman. Hubungan
antara tekanan dengan kedalaman ini disebut dengan gradient tekanan. Gradient tekanan hidrostatik air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin berkisar antara 0.433 - 1 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap sebagai tekanan abnormal. Gradient tekanan overburden adalah : x 0.433 psi/ft = 1 psi/ft Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu test yang harus dilakukan adalah test untuk menentukan tekanan reservoir, yaitu tekanan awal reservoir, tekanan statik sumur, tekanan alir dasar sumur, dan gradient tekanan reservoir. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktip serta metode produksi yang akan digunakan, sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan formasi. Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. 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.
2.5.2. Temperatur Reservoir
Dalam kenyataannya temperatur reservoir akan bertambah terhadap kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradient geothermis. Besaran gradient geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain, dimana harga rata-ratanya adalah 2oF/100 ft. Gradient geothermis yang tertinggi adalah 4oF/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0.5
o
F/100
ft. Variasi yang
kecil dari g radient g eotherm i s ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermis beberapa jenis batuan. Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah ³com plet ion´
dan temperatur
formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali bila dilakukan proses stimulasi. Suatu contoh kurva temperatur versus kedalaman dapat dilihat pada Gambar 2.19. Kurva tersebut merupakan hasil survey dari suatu lapangan. Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut : Td = Ta + @ x D «««««..««««««««««« (2-33)
dimana : Td
= temperatur reservoir pada kedalaman D ft,
Ta
= temperatur pada permukaan,
@
= gradient temperatur,
D
= kedalaman, ratusan ft
o
o
F
F
o
F
Kegunaan data temperatur formasi adalah untuk menentukan sifat-sifat fisik fluida formasi.
