BAB I PENDAHULUAN Reservoir terdiri dari beberapa komponen pembentuk reservoir.Pada masingmasing komponen mempunyai karakteristik tersendiri yang memberikan ciri khusus bagi reservoir tersebut. Reservoir terdiri dari komponen Wadah,komponen Isi,dan komponen Kondisi.Komponen wadah disusun oleh karakteristik batuan reservoir (sifat fisik dan
sifat
kimianya).Komposisi
porositas,wettabilitas,tekanan kompresibilitas
sedangkan
sifat
fisik
batuan
kapiler,saturasi komposisi
kimia
dari
reservoir
terdiri
dari
fluida,permeabilitas,dan batuan
reservoir
adalah
batupasir,batuan karbonat,dan batuan shale.Komponen isi disusun oleh karakteristik fluida reservoir (sifat fisik dan sifat kimia).Komposisi sifat fisik fluida reservoir terdiri dari sifat fisik gas,sifat fisik minyak,dan sifat fisik air formasi sedangkan sifat fisik kimia fluida reservoir terdiri dari komposisi kimia hidrokarbon,dan komposisi kimia air formasi.Komponen kondisi reservoir adalah tekanan dan temperature reservoir.Setelah mengetahui komponen wadah,komponen isi,dan komponen kondisi maka kita juga perlu mengetahui jenis-jenis reservoir tersebut baik itu berdasarkan perangkap,berdasarkan fasa fluida hidrokarbon,serta berdasarkan mekanisme pendorong.Selanjutnya data karakteristik reservoir ini akan diperkiraan reservoirnya baik itu berdasarkan cadangan (metode volumetric,metode material balance,dan metode
decline
curva),berdasarkan
produktivitas
formasi
(
Productivity
index,IPR,serta perkiraan laju produksinya ),dan berdasarkan perilaku reservoir (mekanisme pendorong,decline curva,maupun history matching).Selanjutnya data karakteristik dan perkiraan reservoirnya itu akan dipergunakan dalam penentuan cara produksi artificial lift reservoir tersebut karena metode produksi natural flow sudah tidak mampu lagi untuk mengangkat fluida ke permukaan.Penentuan metode produksi artificial lift tersebut sangat diharapkan untuk mendapatkan laju produksi yang optimum.Macam-macam metode produksi artificial lift itu terdiri dari Gas Lift,pompa ESP dan Sucker Rod Pump.Dalam penentuan metode produksi artificial lift agar didapatkan laju produksi yang optimum maka harus mengetahui terlebih
dahulu
factor-faktor
yang
mempengaruhinya
serta
perkiraan
laju
produksinya.Faktor-faktor yang mempengaruhi itu terdiri dari karakteristik reservoir,karakteristik lubang bor,karakteristik produksi,fasilitas permukaan,serta problem produksinya.Perkiraan laju produksi itu terdiri dari factor yang mempengaruhi laju produksi,konsep Maximum Efficient Rate (MER),serta penentuan laju produksi optimumnya.Penentuan laju produksi optimumnya terdiri dari control produksi (penentuan berdasarkan laju produksi kritis tanpa kepasiran,penentuan laju produksi kritis tanpa terjadi coning,serta penentuan berdasarkan rate water) serta kapasitas aliran kritis (kapasitas aliran kritis terhadap gas coning,dan kapasitas aliran kritis terkadap water coning).Oleh karena itu karakteristik reservoir sangat penting untuk diketahui dan dipelajari.Agar setelah sumur tersebut dibuka hasilnya tidak akan merugikan,dan apakah sumur masih prospek jika dilakukan metode artificial lift baik gas lift,electrical submersible pump,dan sucker rod pump. Dari
studi
karakteristik
reservoir,berbagai
jenis
reservoir,dan
perkiraannya,kita dapat memperkirakan laju produksi yang dihasilkan dan perencanaan metode produksi artificial lift yang paling tepat sehingga didapatkan laju produksi yang optimum.Metode produksi artificial lift terdiri dari sucker rod,gas lift,dan pompa reda (ESP).Masing-masing metode tersebut memiliki keunggulan dan kekurangan masing-masing sesuai dengan spesifikasinya. Dengan mengetahui metode artificial lift yang paling tepat atau sesuai,dan diharapkan hasil yang diperoleh semaksimal mungkin tanpa menyebabkan biaya produksi yang terlalu tinggi. Salah satu factor yang menentukan dalam pemilihan metode produksi artificial lift yang digunakan adalah performance atau kinerja dari reservoir yang dimiliki oleh reservoir yang akan dilakukan pengangkatan secara buatan terhadap fluida reservoir tersebut.Adanya perbedaan performance reservoir antara reservoir satu dengan reservoir yang lainnya mengharuskan seorang engineer mmilih serta merencanakan metode artificial lift yang akan digunakan,tentunya dengan juga memperhitungkan kemungkinan problem produksi yang dapat timbul,sehingga dapat meminimalkan dampak yang ditimbulkan dengan cara mempersiapkan penanganan lebih dini sehingga didapatkan laju produksi yang optimum.
Sangatlah penting untuk melakukan pemilihan metode produksi khususnya artificial lift yang tepat,karena menyangkut keekonomian dari sumur produksi suatu lapangan.Selain itu juga perlu evaluasi dan perencanaan ulang karena perubahan kondisi reservoir selama masa produksi berlangsung.
BAB II KARAKTERISTIK RESERVOIR Suatu metode produksi dalam operasinya tidak lepas dari pengaruh karakteristik reservoirnya.Keberhasilan operasi ini sangat bergantung pada karakteristik reservoirnya.Karakteristik reservoir ini meliputi batuan reservoir,fluida reservoir,kondisi reservoir itu sendiri,serta bagaimana heterogenitas reservoirnya. 2.1. Karakteristik Batuan Reservoir Reservoir adalah bagian kerak bumi yang merupakan tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi.Cara terdapatnya minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat,yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi.Unsur-unsur tersebut,yaitu : ● Batuan Reservoir,sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi.Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang beronggarongga ataupun berpori-pori. ● Lapisan penutup (cap rock),yaitu suatu lapisan yang tidak permeable terdapat diatas suatu reservoir dan menghalang-halangi minyak dan gas bumi yang akan keluar dari reservoir ● Perangkap reservoir (reservoir trap),merupakan suatu unsur pembentuk yang bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk kunkaf ke bawah dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir. 2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral.Sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan komposisi kimia.Banyak sedikitnya suatu komposisi kimia akan membentuk suatu jenis mineral tertentu.Dan banyka sedikitnya mineralmineral akan menentukan macam batuan. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen,berupa batu pasir,batuan karbonat,dan shale atau kadang-kadang volkanik.Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda,begitu pula sifat fisiknya.Unsur
atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan dari sifat-sifat dari mineral yang terbentuk,baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimianya.Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposisi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumusrumus diman menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut. 2.1.1.1. Batupasir Menurut
pettijohn,batupasir
dibagi
menjadi
tiga
kelompok,yaitu
:
Orthoquartzites,Garywacke,dan Arkose.Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya. A. Orthoquartzites Orthoquartzites merupakan jenis batuan yang terbentuk dari proses sedimentasi yang menghasilkan unsure silica yang tinggi,dengan tanpa mengalami metamorfosa (perubahan bentuk) dan pemadatan,terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil.Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica.Orthoquartzites merupkan jenis batuan sediment yang relative bersih yaitu bebas dari kandungan shale dan clay.Ortgoquartzite mempunyai susunan unsure silica ynag tinggi jika dibandingkan dengan unsure yang lain yaitu berkisar antara 61,7 % sampai hampir 100 %.Tabel II-1.menunjukkan komposisi kimia orthoquartzites.
Tabel II-1. Komposisi Kimia Batupasir Orthoquartzites (Petty John,F.J.,1957)
B. Graywacke Graywacke merupakan jenis batu pasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral yang berbutir kasar,terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan.Material pengikatnya adalah clay dan carbonate.Mineral-mineral penyusun batupasir
greywacke
adalah
chert,hornblende,carbonat
chlorite-cerisite.Secara
lengkap mineral-mineral penyusun graywacke terlihat pada Tabel II-2.Komposisi greywacke tersusun dari unsur silica dengan kadar lebih rendah dibandingkan dengan rata-rata batupasir,dan kebanyakan silica yang ada bercampur dengan silicat (silicate).secara terperinci komposisi kimia greywacke dapat dilihat pada Tabel II-3.
Tabel II-2. Komposisi Mineral Graywacke (Petty John,F.J.,1957)
Tabel II-3 Komposisi Kimia Batupasir Graywacke (Petty John,F.J.,1857)
C. Arkose Arkose merupakan jenis batuan yang biasanya tersusun atas quarts sebagai mineral yang dominan.Meskipun sering kali mineral arkose feldspar lebih banyak dari quarts. Sedangkan unsure-unsur lainnya,secara berurutan sesuai prosentasenya dirunjukkan pada Tabel II-4.
Komposisi kimia arkose ditunjukkan pada table II-5.,dimana terlihat bahwa arkose
mengandung
lebih
sedikit
silica
jika
dibandingkan
dengan
orthoquartzites,tetapi kaya akan alumina,lime,potash,dan soda.
Tabel II-4. Komposisi Kimia Mineral Arkose (PettyJohn,F.J.,1957)
Tabel II-5. Komposisi Kimia Arkose (Petty John F.J.,1957)
2.1.1.2. Batuan Karbonat Dalam
hal
ini
yang
dimaksud
dengan
batuan
karbonat
adalah
limestone,dolomite,dan yang bersifat diantara keduanya.Limestone adalah istilah yang biasa dipakai untuk kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80 % calcium carbonat atau magnesium.
Istilah limestone juga dipakai untuk batuan yang mempunyai fraksi carbonat melebihi unsure non-carbonat-nya.Pada limestone fraksi disusun terutama oleh mineral calcite,sedangkan pada dolomite mineral penyusun utamanya adalah mineral dolomite.Tabel
II-6
menunjukkan
komposisi
kimia
limestone
secara
lengkap.Dolomite adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsure carbonat lebuh besar dari 50 % , sednagkan untuk batuan-batuan yang mempunyai komposisi pertengahan antara limestone dan dolomite akan mempunyai
nama
yang
bermacam-macam
tergantung
dari
unsure
yang
dikandungnya.Untuk batuan yang unsur calcite-nya melebihi dolomite disebut dolomite limestone,dan yang unsur dolomite-nya melebihi calcite disebut dengan limy,calcitic,calciferous,atau calcite dolomite.Komposisi kimia dolomite pada dasarnya hampir mirip dengan limestone,kecuali unsur MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.Tabel II-7 menunjukkan komposisi kimia unsur penyusun dari dolomite. Tabel II-6 Komposisi Kimia Batuan Karbonat Limestone (Petty John F.J.,1957)
Tabel II-7 Komposisi Kimia Dolomite (Petty John F.J.,1957)
2.1.1.3. Batuan Shale Pada umumnya unsure penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58 % silicon dioxide (SiO2),15 % aluminium oxide (Al2O3),6 % iron oxide (FeO),dan Fe2O3.2 % magnesium oxide (MgO),3 % calsium oxide (CaO),3 % potassium oxide (K2),1 % sodium oxide (Na2),dan 5 % air (H2O).Sisanya adalah metal oxide dan anion seperti terlihat pada Tabel II-8 dibawah ini. Komposisi kimia shale bervariasi sesuai dengan ukuran butir,fraksi yang kasar (coarse) yang banyak mengandung silica dan untuk yang halus mengandung aluminium besi,potash,dan air.Dalam keadaan normal shale mengandung sejumlah besar kuarsa silt,bahkan jumlah ini dapat mencapai 60 %.Tetapi dalam keadaan tertentu beberapa shale bisa mengandung silica dengan kandungan tinggi yang bukan berasal dari kandungan silt.Kelebihan silica tersebut terdapat dalam bentuk kristal yang lebih baik pada quartz,chalcedony,atau opal. Jika shale banyak mengandung besi,maka akan terbentuk pyrite (FeS2) atau siderite (FeCO3).Potash biasanya selalu lebih banyak terdapat dibanding soda dan dapat menghasilkan illite.Pada tabel dibawah ini memperlihatkan komposisi daripada shale Tabel II-8 Komposisi Kimia Batuan Shale
(Petty John,F.J.,1957)
2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir Syarat yang harus dipenuhi oleh suatu batuan reservoir adalah harus mempunyai kemampuan untuk menampung dan mengalirkan fluida yang terkandung didalamnya.Dan
hal
ini
dinyatakan
dalam
bentuk
permeabilitas
dan
porositas.Porositas dan permeabilitas ini sangat erat hubungannya sehingga dapat dikatakan bahwa permeabilitas adalah tidak mungkin tanpa porositas walaupun sebaliknya belum tentu demikian,karena batuan yang bersifat porous belum tentu mempunyai sifat kelulusan terhadap fluida yang melewatinya.Sifat-sifat batuan yang lainnya adalah : wettabilitas,tekanan kapiler,saturasi,dan kompresibilitas batuan. 2.1.2.1. Porositas Porositas (Ф) didefinisikan sebagai fraksi atau persen dari volime ruang poripori terhadap volume batuan total (bulk volume) atau suatu ukuran yang menunjukkan besar rongga dalam batuan.Besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir.Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :
Ф=
Vb Vs Vp = …………………………………………………….....(2Vb Vb
1) Dimana : Vb
= Volume batuan total (bulk volume)
Vs
= Volume padatan batuan total (volume grain)
Vp
= volume ruang pori-pori batuan Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua,yaitu :
1.
Porositas absolute,adalah persen volume pori-pori total terhadap volume batuantotal (bulk volume). Ф=
Volumepori total bulkvolume
100 % …………………………………..(2-
2) 2.
Porositas efektif,adalah persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadao volume batuan total (bulk volume). Ф=
Volumepori yangberhub ungan bulkvolume
100 % …………………....(2-
3) Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif. Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya,maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua,yaitu : 1.Porositas primer,adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sediment diendapkan. 2.Porositas sekunder,adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sedimen terendapkan. Tipe batuan sedimen atau reservoir yang mempunyai porositas primer adalah batuan
konglomerat,batupasir,dan
batu
gamping.Porositas
sekunder
dapat
diklasifikasikan menjadi tiga golongan,yaitu : 1.Porositas larutan,adalah ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.
2.Rekahan,celah,kekar,yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban,seperti : lipatan,sesar,atau patahan.Porositas tipe ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kuantitatif karena bentuknya tidak teratur. 3.Dolomitisasi,dalam proses ini batugamping (CaCO3) ditranformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia : 2CaCO3 + MgCl3 CaMg(CO3)2 + CaCl2 Menurut para ahli,batu gamping yang terdolomitasi mempunyai porositas yang lebih besar daripada batugampingnya sendiri. Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa factor,yaitu : ukuran butir (semakin baik distribusinya,semakin baik porositasnya),susunan butir (susunan butir berbentuk
kubus
mempunyai
porositas
lebih
baik
dibandingkan
bentuk
rhombohedral),kompaksi dan sementasi. Faktor-faktor yang mempengaruhi porositas antara lain : ● Ukuran butir atau grain size Makin kecil ukuran butir maka rongga yang terbentuk akan semakin kecil pula dan sebaliknya jika ukuran butir besar maka rongga yang terbentuk juga semakin besar. ● Bentuk butir atau sphericity Batuan dengan bentuk butir jelek akan memiliki porositas yang besar,sedangkan kalau bentuk butir baik maka akan memiliki porositas yang kecil ● Susunan butir Apabila ukuran butirnya sama maka susunan butir sama dengan bentuk kubus dan mempunyai porositas yang lebih besar dibandingkan dengan bentuk rhombohedral. ● Pemilahan Apabila butiran baik maka ada keseragaman sehingga porositasnya akan baik pula.Pemilihan yang jelek menyebabkan butiran yang berukuran kecil akan menempati rongga diantara butiran yang lebih besar akibatnya porositasnya rendah. ● Komposisi mineral Apabila penyusun batuan terdiri dari mineral-mineral yang mudah larut seperti golongan karbonat maka porositasnya akan baik karena rongga-rongga akibat proses pelarutan dari batuan tersebut.
● Sementasi Material semen pada dasarnya akan mengurangi harga porositas.Material yang dapat berwujud semen adalah silica,oksida besi dan mineral lempung. ● Kompaksi dan pemampatan Adanya kompaksi dan pemampatan akan mengurangi harga porositas.Apabila batuan terkubur semakin dalam maka porositasnya akan semakin kecil yang diakibatkan karena adanya penambahan beban. Besar–kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran butir (semakin baik
distribusinya, semakin baik porositasnya), susunan butir
(susunan butir berbentuk kubus mempunyai porositas lebih baik dibandingkan bentuk rhombohedral), kompaksi, dan sementasi. Susunan butir dapat dilihat pada gambar 2.1.
Gambar 2.1. Tipe Porositas Reservoir ( Batupasir dan Batugamping) 2.1.2.2.Wettabilitas Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain yang tidak saling mencampur.Apabila dua fmuida bersinggungan dengan benda padat,maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat tersebut,hal ini disebabkan adanya gaya adhesi.Dalam system minyak-air benda
padat (Gambar 2.2),gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah: AT =
SO
-
SW
=
WO
cos
WO
……………………………………….(2-
4) dimana :
SO
= tegangan permukaan minyak-benda padat,dyne/cm
SW
= tegangan permukaan air-benda padat,dyne/cm
WO
= tegangan permukaan minyak-air,dyne/cm
WO
= sudut kontak minyak-air
Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip (
< 90O),yang berarti batuan bersifat water wet.Sedangkan bila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negative ( > 900),berarti batuan bersifat oil wet. Distribusi cairan dalam system pori-pori batuan tergantung pada sifat kebasahan.Distribusi pendulair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi tidak kontinyu dan fasa yang tidak membasahi ada dalam kontak dengan beberapa permukaan butiran batuan.Sedangkan distribusi funiculair ring adalah keadaan dimana fasa yang membasahi kontinyu dan secara mutlak terdapat pada permukaan butiran.
Gambar 2.2. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan (Armyx,J.W.,Base Jr,D.M.,and Whitting,R.L.,1960) 2.1.2.3. Tekanan Kapiler
Tekanan Kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas) sebagai akibat dari terjadinya permukaan yang memisahkan mereka.Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non-wetting fasa”(Pnw) dengan fluida “Wetting fasa”(Pw) atau : Pc = Pnw-Pw ………………………………………………………….….(2-5) Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immiscible yang cembung.Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi. Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya.Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut : Pc =
2 cos = .g.h ………………………………..................……(2r
6) dimana : Pc
= tekanan kapiler
= tegangan permukaan antara dua fluida
cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida r
= jari-jari lengkung pori-pori
= perbedaan densitas dua fluida
g
= percepatan gravitasi
h
= tinggi kolam
Dari persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian diatas permukaan air bebas (oil-water contact),sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw).Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi. Dari persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang,sementara factor lainnya tetap.Hal ini berarti bahwa
reservoir gas yang terdapat kontak gas-air,perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum.Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang.Konsep ini ditunjukkan dalam gambar 2.3.Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah,seperti terlihat pada Gambar 2.3. Tekanan kapiler juga dapat dinyatakan sebagai fungsi ketinggian.Adanya connate water yang terdapat pada keliling butiran akan cenderung mengisi celahcelah yang sempit maka akan terdapat beda tekanan pada sebelah menyebelah batas antara permukaan dari kedua fasa tersebut. Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak maupun gas : ● ●
Mengontrol distribusi saturasi didalam reservoir Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.
Gambar 2.3. Kurva Tekanan Kapiler (Armyx,J.W.,Base Jr,D.M.,and Whitting,R.L.,1960) 2.1.2.4. Saturasi Fluida Dalam batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida,kemungkinan terdapat air,minyak,dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume poripori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuna berpori. Saturasi minyak (So) adalah : So =
Volume . pori pori. yang.diisi.oleh. min yak volume. pori pori.total
……………………….
(2-7) Saturasi air (Sw) adalah Sw =
:
Volume . pori pori. yang .diisi.air volume. pori pori.total
…………………………………
(2-8) Saturasi gas (Sg) adalah Sg =
:
volume. pori pori. yang.diisi.oleh.gas volume. pori pori.total
…………………………….
(2-9) Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1………………………………………………………..(2-10) Jika diisi oleh minyak dan air saja maka : So + Sw = 1………………………………………………………..…….(2-11) Terdapat tiga factor yang penting mengenai saturasi fluida,yaitu : ● Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir,saturasi air cenderung lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous.Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatip akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relative rendah.Demikian juga untuk bagian atas dari
struktur reservoir berlaku sebaliknya.Hal ini disebabkan oleh adanya perbedaan densitas dari masing-masing fluida. ● Saturasi fluida akan bervariasi dengan kumulatif produksi minyak.Jika minyak diproduksikan maka tempatnya direservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas,sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak,saturasi fluida berubah secara kontinyu. ●
Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon.Jika volume contoh batuan adalah V,ruang pori-porinya adalah .V,maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :
● So. .V + Sg. .V = (1-Sw). .V …………………………………………...(212) 2.1.2.5. Permeabilitas Disamping
sifat
porous,maka
batuan
reservoir
harus
bersifat
permeable,dimana menyangkut aliran fluida melalui media berpori pada laju tertentu sebagai akibat adanya perbedaan tekanan. Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.Permeabilitas batuan merupakan fungsi dari tingkat hubungan ruang antar pori-pori dalam batuan. Definisi kuantitatif permeabilitas pertama-tama dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan mepiris dengan bentuk differensial sebagai berikut : k
dP
V = − ● ……………………………………………………….....(2dL 13) dimana : V
=
Kecepatan aliran,cm/sec
=
Viscositas fluida yang mengalir,cp
dP/dL =
Gradien tekanan dalam arah aliran,atm/cm
k
Permeabilitas media berpori,darcy
=
Tanda negative dalam persamaan 2-13 menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah,maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut.
Beberapa anggapan yang digunakan oleh Darcy dalam persamaan 2-13 adalah: 1. Alirannya mantap (steady state) 2. Fluida yang mengalir satu fasa 3. Viscositas fluida yang mengalir konstan 4. Kondisi aliran isothermal 5. Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal 6. Fluidanya incompressible Dalam batuan reservoir,permeabilitas dibedakan menjadi tiga,yaitu : ●
Permeabilitas absolute,adalah permeabilitas dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa,misal hanya minyak atau gas saja.
● Permeabilitas efektif,adalah permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa,misalnya minyak dan air,air dan gas,gas dan minyak atau ketiga-tiganya. ● Permeabilitas relative adalah perbandingan antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolute. Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy.dalam percobaan ini,Henry Darcy menggunakan batupasir tidak kompak yang dialiri air.Batupasir silindris yang porous ini 100 % dijenuhi cairan dengan viscositas ,dengan luas penampang A,dan panjangnya L.Kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju sebesar Q,sedangkan P2 adalah tekanan keluar. Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q. .L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan,perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan.Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulent,maka diperoleh harga permeabilitas absolute batuan. Q. .L
K = A.( P1 P 2) ………………………………………………………..(214)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah : K(Darcy) =
Q(cm3 / sec). (centipoise) L(cm) ………………………….(2A( sqcm).( P1 P 2)(atm)
15) Dari persamaan 2-14 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial,masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible. Pada prakteknya direservoir,jarang sekali terjadi aliran satu fasa,kemungkinan terdiri dari dua fasa atau tiga fasa.Untuk itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektip dan permebilitas relatip.Harga permeabilitas efektip dinyatakan sebagai Ko,Kg,Kw,dimana masing-masing untuk minyak,gas,dan air.sedangkan permeabilitas relative dinyatakan sebagai berikut : Kro
=
Ko K
Krg
=
Kg K
Krw
=
Kw K
dimana masing-masing untuk permeabilitas relatip minyak,gas,dan air.Percobaan yang dilakukan pada dasarnya untuk system satu fasa,hanya disini digunakan dua macam fluida (minyak-air) yang dialirkan bersama-sama dan dalam keadaan kesetimbangan.Laju aliran minyak adalah Qo dan air adalah Qw.Jadi volume total (Qo + Qw) akan mengalir melalui pori-pori batuan per satuan waktu,dengan perbandingan minyak-air permulaan,pada aliran ini tidak akan sama. 2.1.2.6. Kompresibilitas Menurut Geerstma ( 1957 ) terdapat tiga konsep kompresibilitas batuan, antara lain: ● Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan.
● Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan. ●
Kompresibilitas pori–pori
batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori–pori
batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori–pori batuan dianggap yang paling penting dalam teknik reservoir khususnya. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain : 1. Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori–pori batuan 2. Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat batuan yang ada diatasnya (overburden pressure). Pengosongan
fluida
dari
ruang pori–pori
batuan
reservoir
akan
mengakibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan, sehingga resultan tekanan pada batuan akan mengalami perubahan pula. Adanya perubahan tekanan ini akan mengakibatkan perubahan pada butir–butir batuan, pori–pori dan volume total (bulk) batuan reservoir. Untuk padatan (grains) akan mengalami perubahan yang serupa apabila mendapat tekanan hidrostatik fluida yang dikandungnya. Perubahan
bentuk
volume
bulk
batuan
dapat
dinyatakan
sebagai
kompressibilitas Cr atau : Cr
1 dVr . Vr dP
,...................................................................................................(2-16)
Sedangkan perubahan bentuk volume pori–pori
batuan dapat dinyatakan
sebagai kompressibilitas Cp atau : Cp
1 dVp . Vp dP *
,.................................................................................................(2.17)
dimana : Vr
=
volume padatan batuan (grains)
Vp
=
volume pori–pori batuan
P
=
tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan
P*
=
tekanan luar (tekanan overburden).
Pada saat fluida dalam pori batuan berkurang maka terjadi pengosongan ruang pori, kondisi ini menyebabkan tekanan di dalam pori berkurang karena berat batuan di atasnya maka batuan akan terkompaksi dan ruang pori semakin mengecil. Jika suatu saat akan dilakukan perhitungan cadangan setelah produksi berjalan beberapa waktu, maka faktor kompresibilitas ini perlu dipertimbangkan. Hal ini menyatakan bahwa kompresibilitas volume pori adalah merupakan fungsi porositas
Gambar.2.4. Kurva Kompresibilitas Pori-Pori Batuan Rata-rata dari dua test kompresibilitas @ 91º F Test kompresibilitas @ 146 º F 2.2.Karakteristik Fluida Reservoir Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori–pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat–sifat
dari fluida
hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon,
menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain–lain. Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama–sama dengan endapan minyak. 2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir Fluida reservoir dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak. 2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi yang terdiri dari hidrokarbon rantai terbuka, yang meliputi hidrokarbon jenuh dan tak jenuh serta hidrokarbon rantai tertutup (susunan cincin) meliputi hidrokarbon siklik alifatik dan hidrokarbon aromatik. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat–sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya. Rantai Terbuka Rantai terbuka adalah suatu susunan hidrokarbon yang urutan atom C membentuk suatu susunan yang rantai pengikatnya memanjang. Rangkaian terbuka disini meliputi hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tidak jenuh. Hidrokarbon Jenuh Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum CnH2n+2 dan mempunyai ciri atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal tiap-tiap valensi atom karbon berhubungan
dengan atom karbon yang disebelahnya, jadi batas kejenuhan dengan atom-atom hidrogen telah tercapai. Seri homolog hidrokarbon ini biasa dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran “-ana” (Inggris : “-ane”). Golongan hidrokarbon ini sering disebut juga sebagai hidrokarbon golongan Parafin atau golongan Alkana. Contoh dari anggota seri homolog ini seperti heksana untuk senyawa yang mempunyai enam atom karbon, heptana untuk senyawa yang mempunyai tujuh atom karbon, dan seterusnya. Tabel 2.9 di bawah ini menunjukkan contoh dari nama-nama anggota seri homolog ini sesuai dengan jumlah atom karbonnya. Tabel II-9 Sifat-sifat Fisik Alkana ( CnH2n+2 )
N
Nama
Titik Didih
Titik Leleh
Gravitasi Spesifik
o
o
60o / 60 oF
F
F
1
Metana
– 258.7
– 296.6
2
Etana
– 127.5
– 297.9
3
Propana
– 43.7
– 305.8
0.508
4
Butana
31.1
– 217.0
0.584
5
Pentana
96.9
– 201.5
0.631
6
Heksana
155.7
– 139.6
0.664
7
Heptana
209.2
– 131.1
0.688
8
Oktana
258.2
– 70.2
0.707
9
Nonana
303.4
– 64.3
0.722
10
Dekana
345.5
– 21.4
0.734
11
Undekana
384.6
– 15
0.740
12
Dodekana
421.3
14
0.749
15
Pentadekana
519.1
50
0.769
20
Eikosana
648.9
99
30
Triakontana
835.5
151
Seri n-alkana yang diberikan pada Tabel 2.9 memperlihatkan gradasi sifatsifat fisik yang tidak begitu tajam. Pada tekanan dan temperatur normal, empat alkana yang pertama merupakan gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih (boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon, maka mulai pentana ( C 5H12 ) sampai hepta dekana ( C17H36 ) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang mengandung 18 atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisik yang kurang beraturan. Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan di dalam gaya antar molekul (intermolekuler force) yang menghasilkan perbedaan pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana. Hidrokarbon Tidak Jenuh Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom karbon ( C ) yang berdekatan. Oleh karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telah digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap dua atau rangkap tiga yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena dengan rumus umum CnH2n. Dalam keadaan yang menguntungkan, hidrokarbon tak jenuh dapat menjadi jenuh dengan penambahan atom-atom hidrokarbon pada rantai ikatan tersebut. Secara garis besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti sifat-sifat fisik alkana, sebagai bahan perbandingan sifat-sifat fisik alkena, dapat dilihat pada Tabel 2.10. Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana peningkatannya mendekati 20 – 30 C untuk setiap penambahan atom karbon.
Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih reaktif bila dibandingkan dengan alkana. Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang telah dijelaskan diatas hanya mempunyai satu ikatan rangkap yang lebih dikenal dengan deretan olefin, tetapi ada juga diantara senyawa-senyawa hidrokarbon yang mengandung dua atau lebih ikatan ganda (double bond), seperti alkadiena, alkatriena, serta alkatetraena.
Tabel II-10 Sifat–Sifat Fisik Alkena
Nama
Rumus
Titik
Titik
Spesifik
Didih,
Leleh,
Gravity
o
o
60o / 60 oF
F
F
Etilena
CH2 =CH2
– 154.6
– 272.5
Propilena
CH2=CHCH3
– 53.9
– 301.4
1 – butena
CH2=CH CH2CH3
20.7
– 301.6
0.601
1 – pentena
CH2=CH( CH2 )2CH3
86
– 265.4
0.646
1 – heksena
CH2=CH( CH2 )3CH3
146
– 216
0.675
1 – heptena
CH2=CH( CH2 )4CH3
199
– 182
0.698
1 – oktena
CH2=CH( CH2 )5CH3
252
– 155
0.716
1 – nonena
CH2=CH( CH2 )6CH3
295
0.731
1 – dekena
CH2=CH( CH2 )7CH3
340
0.743
Selain ikatan ganda, senyawa hidrokarbon tak jenuh ada juga yang mempunyai ikatan rangkap tiga (triple bond) yang dikenal sebagai deretan asetilen. Rumus umum deretan asetilen adalah CnH2n – 2, dimana dalam tiap molekul terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang berdekatan. Pemberian nama untuk deret ini sama dengan untuk deret alkena dengan memberi akhiran “una” (Inggris : “yne”).
Sifat-sifat fisik deret asetilen ini hampir sama dengan alkana dan alkena, sedang sifat–sifat kimianya hampir sama dengan alkena, dimana keduanya lebih reaktif dari alkana. Rantai Tertutup Rantai tertutup adalah suatu susunan hidrokarbon yang urutan atom karbon (C ) membentuk suatu susunan yang rantai pengikatnya membentuk lingkaran/cincin. Rantai tertutup disini meliputi Golongan Naftena Aromat yang Polisiklis dan Golongan Aromatik. Golongan Naftena Aromat yang Polisiklis Senyawa golongan ini merupakan senyawa hidrokarbon, dimana susunan atom karbonnya berbentuk cincin. Golongan ini termasuk hidrokarbon jenuh tetapi rantai karbonnya merupakan rantai tertutup. Yang umum dari golongan ini adalah sikloalkana atau dikenal juga sebagai naftena, sikloparafin atau hidrokarbon alisiklik. Disebut sikloparafin karena sifat–sifatnya mirip dengan parafin sebagaimana terlihat pada Tabel 2.11. Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus lain, maka rumus golongan naftena atau sikloparafin ini adalah CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk seri alkena, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda. Golongan Aromatik Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa–senyawa hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n – 6, dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang–seling. Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah–olah memberi petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktif. Tetapi pada kenyataannya tidaklah demikian, walaupun golongan ini tidak sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena tidak menunjukkan sifat reaktif yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan
olefin. Ikatan–ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang merupakan sumber utamanya. Pada suatu suhu dan tekanan standard, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF. Nama hidrokarbon aromatik diberikan karena anggota deret ini banyak yang memberikan bau harum. Tabel II-11 Sifat–sifat Fisik Hidrokarbon Naftena Aromat yang Polisiklis
Nama
Titik
Titik
Gravitasi
Didih,
Leleh
Spesifik,
o
F
o
F
60o / 60 oF
Siklopropana
– 27
– 197
Siklobutana
55
– 112
Siklopentana
121
– 137
0.750
Sikloheksana
177
44
0.783
Sikloheptana
244
10
0.810
Siklooktana
300
57
0.830
Metilsiklopentana
161
– 224
0.754
Cis – 1, 2 – dimetilsiklopentana
210
– 80
0.772
Trans – 1, 2 – dimetilsiklopentana
198
– 184
0.750
Metilsikloheksana
214
– 196
0.774
Siklopentena
115
– 135
0.774
1, 3 – siklopentadiena
108
– 121
0.798
Sikloheksena
181
– 155
0.810
1,3 – sikloheksadiena
177
– 144
0.840
1,4 – sikloheksadiena
189
– 56
0.847
2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi
Jenis Kandungan Ion Penyusun Air Formasi Air formasi mempunyai komposisi kimia yang berbeda–beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis dan sifat–sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata–rata memiliki kadar garam yang lebih tinggi. Sehingga studi mengenai ion–ion air formasi dan sifat–sifat fisiknya ini menjadi penting artinya karena kedua hal tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya plugging (penyumbat) pada formasi dan korosi pada peralatan di bawah dan di atas permukaan. Air formasi tersebut terdiri dari bahan–bahan mineral, misalnya kombinasi metal–metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan aluminium serta bahan–bahan organis seperti asam nafta dan asam gemuk. Sedangkan komposisi ionion penyusun air formasi terdiri dari kation–kation Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida, CO3, HCO3, dan SO4. Jumlah Kandungan Ion Penyusun Air Formasi Air formasi mempunyai kation-kation dan anion-anion dengan jumlah tertentu yang biasanya dinyatakan dalam satuan part per million (ppm) . Kationkation air formasi antara lain adalah : Kalsium ( Ca ++ ), Magnesium ( Mg++ ), Natrium ( Na+ ), Ferrum ( Fe+ ), dan Barium ( Ba++ ). Sedangkan yang termasuk anionanion air formasi adalah Klorida ( Cl– ), Karbonat
( CO3 ) dan Bikarbonat ( HCO3 ),
serta Sulfat ( SO4 ). 2.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir Beberapa sifat fisik fluida yang perlu diketahui adalah : densitas, viskositas, factor volume formasi, dan kompresibilitas 2.2.2.1. Sifat Fisik Gas A. Berat Jenis Berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standart. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan
temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standart adalah udara kering. Secara sistematis berat jenis gas : g
BJ gas = u
,...................................................................................................(2-
18) Dimana : ρg
= rapatan gas
ρu
= rapatan udara Definisi dari rapatan gas ρg = MP/RT, dimana M adalah berat molekul gas, P
adalah Tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur, sehingga biula gas dan udara dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat dituliskan dengan persamaan sebagai berikut :
Mg P Bj gas =
R T Mg ,...........................................................................(2-19) Mu P 28,97 R T
Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis gas dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut : Bj gas =
( BMtampak ) gas 28,97
,................................................................................(2-
20) B. Viskositas Viskositas gas akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini tabiat gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas sempurna viskositasnya tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanannya dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair. Salah satu cara untuk menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carr et al), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas–gas ikutan,
seperti H2S, CO2, dan N2. Adanya gas–gas non–hidrokarbon
tersebut akan
memperbesar viskositas gas campuran. C. Faktor Volume Formasi Faktor volume formasi gas adalah perbandingan volume dari sejumlah gas pada kondisi reservoir dengan kondisi standar, dapat dituliskan : Bg
Vres Vsc
,..........................................................................................(2-21)
atau : B g 0.00504
zT P
res bbl scf
,..................................................................(2-22)
D. Kompressibilitas Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas gas dapat dinyatakan dengan persamaan : 1 dV Cg , ...................................................................................................(2-23) v dP
2.2.2.2. Sifat Fisik Minyak A. Viskositas Minyak Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir. Viskositas dinyatakan dengan persamaan :
F dv
A
,..................................................................................................(2-
dy
24) dimana :
=
viskositas, gr / (cm.sec)
F
=
shear stress
A
=
luas bidang paralel terhadap aliran, cm2
=
gradient kecepatan, cm / ( sec.cm ).
dv
dy
Viskositas minyak dipengaruhi oleh P, T, dan Rs. Hubungan antara viskositas minyak ( o ) terhadap P dan T dapat dilihat pada Gambar 2.5.
Gambar 2.5. Pengaruh Viscositas Minyak terhadap berbagai Tekanan B. Berat Jenis Minyak Berat Jenis Minyak sering dinyatakan dalam Spesific Gravity. Hubungan antara Berat Jenis Minyak dengan Spesific Gravity didasarkan pada berat jenis air, dengan persamaan yang dapat dituliskan sebagai berikut : SG minyak =
o w
,................................................................................................
(2.25) Dengan keterangan: o
= densitas minyak
w
= densitas air
Didalam dunia perminyakan, Spesific Gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan 0API. Hubungan antara SG minyak dengan 0API dapat dirumuskan sebagai berikut : 0
API =
141,5 131,5 ,..............................................................................(2SG
26) C. Faktor Volume Formasi Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaan standart.
Gambar 2.6. Harga Bo terhadap Tekanan Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris : Bo = 0.972 + 0.000147.F1.175 ,...............................................................(2-27) g F R s . 1.25T o
,...........................................................................(2-28) dimana : Rs
=
kelarutan gas dalam minyak, scf / stb
o
=
specific gravity minyak, lb / cuft
g
=
specific gravity gas, lb / cuft
T
=
temperatur, oF.
Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana : Tekanan dibawah Pb ( P < Pb ), Bo akan turun akibat sebagaian gas terbebaskan.Tekanan diantara Pi dan Pb ( Pb < P < Pi ), Bo akan naik sebagai akibat terjadinya pengembangan gas. D. Kompressibilitas Minyak Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut:
C o V1 dV dP
,......................................................................................(2-29)
Pers. 2-29. dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co
Bob Boi
Boi Pi Pb
,..............................................................................(2-30)
dimana : Bob
=
faktor volume formasi pada tekanan bubble point
Boi
=
faktor volume formasi pada tekanan reservoir
Pi
=
tekanan reservoir
Pb
=
tekanan bubble point
E. Kelarutan Gas Dalam Minyak Kelarutan gas ( Rs ) adalah banyaknya volume gas yang terbebaskan (pada kondisi standar) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel ditunujkkan pada Gambar 2.7.
Gambar 2.7. Rs terhadap berbagai harga Tekanan Faktor yang mempengaruhi Rs adalah : Tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding lurus dengan tekanan .Komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya gravitasi minyak.Temperatur, R s akan berkurang dengan naiknya temperatur. 2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi Seperti halnya minyak dan gas, maka sifat fisik air formasi yang akan dibahas lebih lanjut adalah : berat jenis, viskositas,kelarutan gas dalam air formasi, faktor volume formasi air formasi, dan kompresibilitas air formasi. A. Viskositas Air Formasi Viskositas Air Formasi akan meningkat terhadap turunnya temperatur dan terhadap naiknya tekanan seperti terlihat pada gambar 2.8, yang merupakan hubungan antara kekntalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur. Kegunaan mengetahui perilaku kekntalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.
Gambar 2.8. Viskositas Air Formasi sebagai fungsi P dan T
B. Spesific Gravity Air Formasi Densitas Air Formasi pada kondisi reservoir dapat ditentukan degan cara membagi densitas air formasi pada kondisi standart dengan Faktor Volume Formasinya pada kondisi reservoir, secara matematis dapat dituliskan sebagai :
wres
wst ,…………………………………………………………….(2-31) Bw
dimana : w res
= densitas air formasi pada kondisi reservoir, lb/cuft
w standart = densitas air formasi pada kondisi standart, lb/cuft Bw
= Faktor Volume Formasi Air Asin (brine water).
Pada Kondisi standart (14,7 psia dan 60OF) densitas air formasi dinyatakan sebagai fungsi total padatan. C. Kompressibilitas Air Formasi Kompresibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompresibilitas air murni tanpa adanya gas terlarut didalamnya ditunjukkan pada Gambar 2.9. Kompresibilitas air murni pada suhu konstan dinyatakan dalam persamaan berikut V C wp V1 P
,..............................................................................(2-32)
dimana : Cwp
=
kompresibilitas air murni, psi – 1.
V
=
volume air murni, bbl
V
=
perubahan volume air murni, bbl
P
=
perubahan tekanan, psi.
Selain itu kompresibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan : Cw
= Cwp( 1 + 0.0088 Rsw )
,..................................................................(2-33)
dimana : Rsw
=
kelarutan gas dalam air formasi
Cwp
=
kompresibilitas air murni, psi – 1
Cw
=
kompresibilitas air formasi, psi – 1
Gambar 2.9. Kompresibilitas Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T D. Kelarutan Gas Dalam Air Formasi Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi
mula–mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam. Dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.10.
Gambar 2.10. Kelarutan Gas dalam Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T E. Faktor Volume Air Formasi Faktor volume formasi air formasi ( B w ) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. Faktor volume formasi air–formasi bisa ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut :
Bw = ( 1 + Vwp )( 1 + Vwt ) ,……………………………………......(2-34) dimana : Vwt
=
penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, faktor ini
ditentukan dengan menggunakan Gambar 2.11. Vwp =
penurunan volume selama penurunan tekanan, faktor ini ditentukan
dengan menggunakan Gambar 2.12.
Gambar 2.11. ΔVwt Sebagai Fungsi Suhu Reservoir
Gambar 2.12. ΔVwp Sebagai Fungsi Tekanan Reservoir
Faktor volume formasi air formasi meningkat, hal ini disebabkan oleh pengembangan air formasi pada tekanan dibawah tekanan jenuh, gas keluar dari larutan tetapi karena rendahnya kelarutan gas dalam air formasi, maka penyusutan fasa cair relatif kecil. Biasanya penyusutan ini tidak cukup untuk mengimbangi pengembangan air formasi pada penurunan tekanan, sehingga faktor volume formasi air–formasi terus meningkat dibawah tekanan jenuh. 2.3. Kondisi Reservoir Kondisi reservoir sangat perlu diketahui, hal ini berguna untuk mengetahui diantaranya kandungan clay dan garam dimana berpengaruh dalam perencanaan fluida pemboran, jenis batuan formasi baik sifat fisik dan sifat mineralnya
dapat
dianalisa untuk menentukan lumpur yang sesuai pada masing-masing formasinya, maupun tekanan dan temperatur formasi. Tekanan dan temperatur dari formasi merupakan besaran yang sangat penting dan berpengaruh terhadap kondisi bawah permukaan, baik terhadap batuan maupun terhadap fluidanya (air, minyak maupun gas). Tekanan dan temperatur dipengaruhi oleh beberapa faktor yaitu adanya faktor kedalaman, letak dari lapisan serta kandungan fluidanya. 2.3.1. Tekanan Reservoir Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan itu terjadi oleh milyaran tabrakan diantara berbagai molekul fluida atau di dinding tersebut pada setiap detik. Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari : 1. Pendesakan oleh air formasi yang diakibatkan oleh adanya beban formasi diatasnya (overburden). 2. Timbulnya tekanan akibat adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan. Pada hakekatnya untuk tekanan dapat terjadi oleh satu atau kedua sebab sebagai berikut : A. Tekanan hidrostatik
Tekanan ini disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan diatasnya. Secara matematis tekanan hidrostatik dapat dituliskan sebagai berikut : Ph = 0.052 ρ h
, (psi)......................................................................................( 2-35)
Atau : Ph = (ρ/10) h
,(psi)......................................................................................( 2-36)
Dimana : ρ = densitas fluida, (ppg atau gr/cc) Ph = tekanan hidrostatik, (psi atau ksc) h = tinggi kolom fluida, (ft atau meter). Gradien hidrostatik untuk air murni adalah 0,433 psi/ft, sedangkan air asin adalah 0,465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut disebut tekanan abnormal. B. Tekanan Overburden Tekanan formasi dalam hal ini adalah tekanan overburden. Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan diatasnya atau besarnya tekanan yang diakibatkan oleh berat seluruh beban yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas. Pob
berat material berat cairan luas area
……………...
………………............ (2-37) Gradien tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dan tiap kedalaman. Gob
Pob D
………………………………………………………............(2
-38) dimana : Gob
= gradien tekanan overburden, psi/ft
Pob
= tekanan overburden, psi
D
= kedalaman, ft
Pada operasi pemboran dikenal pula istilah tekanan rekah formasi. Tekanan rekah formasi adalah tekanan maksimal yang masih dapat ditanggung oleh formasi sebelum formasi tersebut pecah.Tekanan rekah formasi ditentukan dengan melakukan Leakoff test. Leakoff test ini adalah pengujian tekanan rekah dibawah kaki casing yang dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui besarnya tekanan rekah formasi, sehingga nantinya dengan mendesain densitas lumpur serta semen tidak melebihi tekanan rekah formasinya. 2.3.2. Temperatur Reservoir Temperatur formasi akan bertambah terhadap kedalamannya, yang sering disebut dengan gradien geothermal. Gradien geothermis yang tinggi sekitar 4oF/100 ft, sedangkan yang terendah 0,5oF/100 ft. Besarnya gradien geothermal / temperatur tersebut bervariasi dari satu tempat dengan tempat yang lainnya dan tergantung pada sifat daya hantar panas batuannya, tetapi umumnya harga tersebut adalah 2 0F / 100 ft. Hubungan antara temperatur versus kedalaman merupakan fungsi linier, yang secara matematis dapat juga ditulis dengan persamaan sebagai berikut : Td = Ta + G.D …………………………………………………. ......................( 2-39) Dimana : Td
= temperatur formasi pada kedalaman tertentu D ft, 0F
Ta
= temperatur rata-rata di permukaan, 0F
G
= gradien temperatur, 0F / 100 ft
D
= kedalaman, ft
Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi sumur dengan melakukan drill stem test. Temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali bila dilakukan proses stimulasi, karena adanya proses pemanasan. Gambar 2.13. memperlihatkan suatu contoh kurva hubungan antara
temperatur versus kedalaman. Kurva tersebut merupakan hasil survey dari suatu lapangan.
Gambar 2.13. Gradien Temperatur Terhadap Kedalaman Suatu Lapangan 2.4. Jenis-jenis Reservoir Data-data
karakteristik
reservoir
juga
tergantung
pada
jenis-jenis
reservoirnya.Jenis-jenis reservoir ini dikelompokkan menjadi tiga macam, yaitu : 1.Berdasarkan
Perangkap
Reservoir
(Perangkap
Struktur,Perangkap
Stratigrafi,Perangkap Kombinasi) 2.Berdasarkan
Fasa
Fluida
Kondensat,Reservoir Minyak)
Reservoir
(Reservoir
Gas,Reservoir
Gas
3.Berdasarkan Mekanisme Pendorong ( Solution Gas Drive Reservoir,Gas Cap Drive Reservoir,Water Drive Reservoir,Segregation Gas Drive Reservoir,Combination Drive Reservoir ) 2.4.1. Berdasarkan Jenis Perangkap Reservoir Jenis-jenis reservoir berdasarkan perangkapnya dapat dibagi menjdai tiga jenis yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi struktur dengan stratigrafi. 2.4.1.1. Perangkap Struktur Perangkap Struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan sampai dewasa ini merupakan perangkap yang paling penting. Perangkap struktur ini dapat terjadi karena adanya gejala tektonik atau struktur, yaitu perlipatan dan patahan.Perangkap ini memiliki kontinuitas sifat fisik batuan secara lateral yang relatif luas dan lapisan air cukup memberi tenaga dorong minyak untuk bergerak ke dasar sumur kemudian ke permukaan. Perangkap struktur ditunjukkan pada gambar 2.14. Perangkap lipatan terjadi disebabkan oleh struktur perlipatan, menurut bentuknya dibedakan menjadi beberapa bentuk, yaitu symmetrical, unsymmetrical dan recument.
Gambar 2.14. Prinsip penjebakan minyak dalam perangkap struktur
Suatu patahan dapat juga berfungsi sebagai penyekat akumulasi minyak. Patahan yang berdiri sendiri tidak dapat membentuk perangkap, maka harus ada unsure lain seperti kemiringan wilayah, dua patahan yang berpotongan, pelengkungan, perlipatan lapisan. 2.4.1.2. Perangkap Stratigrafi Perangkap Stratigrafi merupakan perangkap yang mengalami perubahan permeabilitas dan porositas secara lateral dan perubahan ini mengarah pada harga yang lebih kecil. Sehingga minyak dapat terjebak dalam bentuk lensa, pinch oil dan fingering. Bentuk lain perangkap stratigrafi adalah ketidakselarasan, yaitu bila suatu lapisan berakhir ke suatu arah yang disebabkan oleh adanya ketidak selarasan dibagian atasnya. Gambar 2.14. menunjukkan Perangkap ketidak selarasan dan gambar 2.15. menunjukkan gambar perangkap kombinasi.
Gambar 2.15. Perangkap Ketidak selarasan 2.4.1.3. Perangkap Kombinasi Perangkap yang banyak ditemukan dilapangan adalah perangkap kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi, dan hampir tidak ada suatu reservoir yang hanya terdiri dari satu jenis perangkap saja. Pada perangkap ini setiap
unsur struktur dan stratigrafi akan merupakan unsur pembatas secara bersama-sama, sehingga hidrokarbon dapat terakumulasi.
Gambar 2.16. Kombinasi perangkap stratigrafi dan sturuktur lipatan dimana di suatu pihak lapisan reservoir membaji 2.4.2. Berdasarkan Mekanisme Pendorong Reservoir Telah diketahui bahwa minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoirnya ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongny. Jenis reservoir berdasarkan mekanisme pendorong reservoir dibagi menjadi lima, yaitu : water drive, gas cap drive, depletion drive, segregation drive, combination drive. 2.4.2.1. Solution Gas Drive Reservoir Reservoir jenis ini disebut solution gas drive disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari perubahan fasa pada hidrokarbon– hidrokarbon ringannya yang semula merupakan fasa cair menjadi gas. Kemudian gas
yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori–pori
batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan
menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil ( belum membentuk fasa yang kontinyu ), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan. Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap pada sela–sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan rasio gas–minyak reservoir. Rasio gas–minyak produksi akan bertambah besar bila gas pada saluran pori–pori tersebut mulai bisa mengalir, hal ini terus–menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini minyak–gas produksi dan rasio minyak–gas reservoir harganya hampir sama. Recovery yang mungkin diperoleh sekitar 5 – 30 %. Dengan demikian untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir–hampir tidak ada karena reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate water tetapi hampir–hampir tidak dapat terproduksi.
Gambar 2.17. Solution Gas Drive Reservoir
Gambar 2.18. Karakteristik Tekanan, PI dan GOR Pada Solution Gas Drive Reservoir 2.4.2.2. Gas Cap Drive Reservoir Dalam
beberapa
tempat
dimana
terakumulasinya
minyak
bumi,
kadang–kadang pada kondisi reservoirnya komponen–komponen ringan dan menengah dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. Gas bebas ini kemudian melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu membentuk suatu tudung. Hal ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke permukaan. Bila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap, maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri.
Mekanisme yang terjadi pada gas cap reservoir ini adalah minyak pertama kali diproduksikan, permukaan antara minyak dan gas akan turun, gas cap akan berkembang ke bawah selama produksi berlangsung. Untuk jenis reservoir ini, umumnya tekanan reservoir akan lebih konstan jika dibandingkan dengan solution gas drive. Hal ini disebabkan bila volume gas cap drive telah demikian besar, maka tekanan minyak akan jadi berkurang dan gas yang terlarut dalam minyak akan melepaskan diri menuju ke gas cap, dengan demikian minyak akan bertambah ringan, encer, dan mudah untuk mengalir menuju lubang. Kenaikan gas oil ratio juga sejalan dengan pergerakan permukaan ke bawah, air hampir–hampir tidak diproduksikan sama sekali. Karena tekanan reservoir relatif kecil penurunannya, juga minyak berada di dalam reservoirnya akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik, maka untuk reservoir jenis ini akan mempunyai umur dan recovery sekitar 20 – 40 %, yang lebih besar jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive. Sehingga residu oil yang masih tertinggal di dalam reservoir ketika lapangan ini ditutup adalah lebih kecil jika dibandingkan dengan jenis solution gas drive.
Gambar 2.19. Gas Cap Drive Reservoir 2.4.2.3. Water Drive Reservoir Untuk reservoir jenis water drive ini, energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir adalah berasal dari air yang terperangkap bersama–sama dengan minyak pada batuan reservoirnya. Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, maka air merupakan fluida pertama yang menempati pori–pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak bumi maka air yang berada disana tersingkir dan digantikan oleh minyak. Dengan demikian karena volume minyak ini terbatas, maka bila dibandingkan dengan volume air yang merupakan fluida pendesaknya akan jauh lebih kecil. Rasio gas–minyak untuk reservoir jenis ini relatif lebih konstan jika dibandingkan dengan reservoir jenis lainnya. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir relatif akan konstan karena dikontrol terus oleh pendesakan air yang hampir tidak mengalami penurunan. Produksi air pada awal produksi sedikit, tetapi apabila permukaan air telah mencapai lubang bor maka mulai mengalami kenaikan produksi yang semakin lama semakin besar secara kontinyu sampai sumur tersebut ditinggalkan karena produksi minyaknya tidak ekonomis lagi. Untuk reservoir dengan jenis pendesakan water drive maka bagian minyak yang terproduksi akan lebih besar jika dibandingkan dengan jenis pendesakan lainnya, yaitu antara 35 – 75% dari volume minyak yang ada. Sehingga minyak sisa ( residual oil ) yang masih tertinggal didalam reservoir akan lebih sedikit.
Gambar 2.20. Water Drive Reservoir
Gambar 2.21. Karakteristik Tekanan, PI dan GOR Pada Water Drive Reservoir 2.4.2.4. Segregation Gas Drive Reservoir Segregation drive reservoir atau gravity drainage merupakan energi pendorong minyak bumi yang berasal dari kecenderungan gas, minyak, dan air membuat suatu keadaan yang sesuai dengan massa jenisnya (karena gaya gravitasi). Gravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini. Demikian pula dengan reservoir–reservoir yang mempunyai energi pendorong lainnya. Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan penentuan tudung gas sekunder (secondary gas cap). Pada awal dari reservoir ini, gas
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 produktip, 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 curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya. 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. 2.4.2.5. 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. 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 effesiensi produksinya lebih tinggi.
Gambar 2.22. Combination Drive Reservoir 2.4.3. Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon Jenis reservoir berdasarkan fasa fluida reservoir dapat dibagi menjadi tiga, yaitu reservoir gas, reservoir gas kondensat dan reservoir minyak. 2.4.3.1. Reservoir Gas Reservoir gas dapat diklasifikasikan menjadi dua macam, yaitu : A. Reservoir Gas Basah
Diagram fasa dari campuran hidrokarbon terutama mengandung molekul lebih kecil, umumnya terletak dibawah temperatur reservoir. Contoh dari diagram fasa untuk gas basah diberikan (Gambar 2.23)
Gambar 2.23. Diagram Fasa dari Gas Basah Dalam kasus ini fluida berbentuk gas secara keseluruhan dalam pengurangan tekanan reservoir. Karena kondisi seperator terletak di dalam daerah dua fasa, maka cairan akan terbentuk di permukaan. Cairan ini umumnya dikenal sebagai “kondensat” atau gas yang dihasilkan disebut “gas kondensat”. Kata basah menunjukkan bahwa gas mengandung molekul-molekul hidrokarbon ringan yang pada kondisi permukaan membentuk fasa cair. Pada kondisi seperator, gas biasanya mengandung lebih banyak hidrokarbon menengah. Kadangkadang gas ini diproses untuk dipisahkan cairan butana dan propanannya. Gas basah dicirikan dengan gas oil ratio permukaan lebih dari 100,000 scf/stb. Asosiasi minyak tangki pengumpul biasanya adalah air sebagai gravity lebih besar daripada 50 oAPI. B. Reservoir Gas Kering Diagram fasa untuk gas kering diperlihatkan pada (Gambar 2.24).Untuk campuran ini, baik kondisi reservoirnya maupun kondisi seperator terletak di luar daerah dua fasa. Tidak ada cairan yang dapat dibentuk dalam reservoir atau di permukaan dan gasnya disebut “gas alam”. Kata kering menunjukkan bahwa fluida tidak cukup mengandung molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan di permukaan. Tetapi perbedaan antara
gas kering dan gas basah tidak tetap, biasanya sistem yang gas oil ratio-nya lebih dari 100,000 scf / stb dipertimbangkan sebagai gas kering.
Gambar 2.24. Diagram Fasa dari Gas Kering 2.4.3.2. Reservoir Gas Kondensat Adakalanya temperatur reservoir terletak diantara titik kritis dengan cricondenterm dari fluida reservoir (Gambar 2.25.) Sekitar 25 % mol fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan yang diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut “gas kondensat”.
Gambar 2.25. Diagram Fasa Dari Gas Kondensat Pada titik 1 reservoir hanya terdiri dari satu fasa dan dengan turunnya tekanan reservoir selama produksi berlangsung, terjadi kondensasi retrograde dalam reservoir. Pada titik 2 (titik embun) cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari titik 2 ke titik 3, jumlah cairan dalam reservoir bertambah. Pada titik 3 ini merupakan titik dimana jumlah maksimum cairan yang bisa terjadi. Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan menguap. Gas oil ratio produksi dari reservoir kondensat dapat mencapai sekitar 70,000 scf / stb dengan gravity cairan sebesar 60 oAPI. Cairan produksi biasanya berwarna cerah. 2.4.3.3. Reservoir Minyak Reservoir minyak dibagi atas aas dua jenis reservoir, yaitu reservoir minyak berat dan reservoir minyak ringan. A.Reservoir Minyak Berat Diagram fasa dari minyak berat (low shrinkage crude oil) diperlihatkan pada (Gambar 2.26). Sebagai catatan disini adalah bahwa daerah dua fasa mencakup kisaran tekanan yang lebar dan juga bahwa temperatur kritik dari minyak adalah lebih tinggi dari temperatur reservoir.
Gambar 2.26. Diagram Fasa dari Minyak Berat Garis vertikal 1 - 2 - 3 memperlihatkan pengurangan tekanan dengan temperatur konstan yang terjadi apabila minyak tersebut diproduksikan. Garis yang putus-putus memperlihatkan kondisi tekanan-temperatur yang terjadi apabila minyak meninggalkan reservoir dan mengalir melewati tubing menuju ke seperator. Titik 1 menunjukkan bahwa keadaan reservoir dikatakan tidak jenuh (undersaturated), sedangkan titik 2 menunjukkan keadaan reservoir jenuh (saturated) dimana minyak mengandung gas sebanyak-banyaknya dan suatu pengurangan tekanan akan menyebabkan pembentukan fasa gas. Pada titik 3 fluida yang tetap berada di reservoir terdiri dari 75% mol cairan atau 25% mol gas. Titik yang menunjukkan tekanan dan temperatur di dalam seperator terletak hampir dekat dengan garis titik gelembung yang diperkirakan 85% mol minyak diproduksikan tetap sebagai cairan pada kondisi seperator. Karena mempunyai prosentase cairan yang cukup tinggi, maka minyak ini disebut “low shrinkage crude oil”. 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. B. Reservoir Minyak Ringan Diagram fasa dari minyak ringan (high shrinkage crude oil) diperlihatkan pada (Gambar 2.27.)Garis vertikal menunjukkan pengurangan tekanan dengan temperatur tetap selama produksi. Titik 1 dan titik 2 mempunyai pengertian yang sama dengan diagram sebelumnya, bedanya apabila tekanan diturunkan di bawah garis titik gelembung, prosentase gas akan lebih besar. Titik 3 reservoir mengandung 40% mol cairan.
Gambar 2.27. Diagram Fasa dari Minyak Ringan Diperkirakan 65% fluida tetap sebagai cairan pada kondisi separator. Oleh karenanya minyak disebut sebagai minyak ringan (high shrinkage crude oil). Jadi minyak ini mengandung relatip sedikit molekul berat bila dibandingkan dengan minyak berat. Apabila diproduksikan maka minyak ringan ini biasanya menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar kurang lebih 8000 scf/stb dengan gravity sekitar 50 oAPI. Cairan produksi biasanya berwarna gelap. 2.5. Pokok-Pokok Perkiraan Reservoir Sejalan dengan produksi,maka studi berlanjut menjadi peramalan ulah reservoir yang ada,meliputi : Perkiraan cadangan,produktivitas formasi,dan peramalan ulah reservoir. 2.5.1. Pengertian Cadangan Reservoir Pada tahap awal dan juga selama kegiatan eksploitasi suatu lapangan selalu timbul pertanyaan berapa jumlah total hidrokarbon yang dapat dihasilkan ke permukaan.Untuk itu diperlukan pengetahuan tentang besarnya cadangan yang ada dalam reservoir.Istilah cadangan mempunyai beberapa pengertian.Beberapa istilah yang berhubungan dengan pengertian cadangan adalah : Initial oil/gas in place, yaitu jumlah total hidrokarbon yang mula-mula ada di dalam reservoir,baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak dapat diproduksikan. Recoverable reserve, yaitu jumlah cadangan hidrokarbon yang mungkin dapat diproduksikan sesuai dengan teknologi yang ada pada saat itu. Ultimate recovery,yaitu jumlah hidrokarbon yang dapat diproduksikan sampai batas ekonomisnya. Recovery factor, yaitu angka perbandingan antara hidrokarbon yang dapat diproduksi (recoverable reserve) dengan jumlah minyak mula-mula di dalam reservoir.
Karena itu perkiraan cadangan adalah aspek teknik reservoir terpenting sebagai faktor pembatas pada perencanaan cara produksi hingga akan didapatkan laju produksi optimum. 2.5.2. Perkiraan Cadangan Reservoir Ada tiga metode perhitungan perkiraan cadangan yang akan dibahas disini,yaitu : metode volumetrik,metode material balance,dan metode decline curve. 2.5.2.1. Metode Volumetrik Suatu lapangan yang baru ditemukan belum mempunyai data produksi yang lengkap,maka hanya metode volumetric yang dapat digunakan untuk memperkirakan besarnya cadangan.Untuk perhitungan cadangan secara volumetric diperlukan peta isopach,yaitu suatu peta yang menggambarkan ketebalan lapisan yang sama.Peta ini digunakan untuk menentukan volume batuan total (bulk volume).Untuk menghitung volume batuan dari peta isopach dapat dilakukan dengan tiga cara,yaitu : persamaan pyramidal,persamaan trapezoidal,dan dengan grafik.Adapun data yang diperlukan meliputi : ● Porositas rata-rata ( ),saturasi minyak (So),saturasi gas (Sg),saturasi air (Sw),ketebalan efektif formasi produktif (h),letak WOC dan GOC yang didapat dari analisa core dan loging. ● Volume batuan keseluruhan (Vb) yang diperoleh dari survey geologi berupa peta struktur kontur ataupun peta isopach. ● Faktor volume formasi awal yang diperoleh dari data PVT. IOIP =
7758 Vb x(1 Swi ) ………………………….…….( 2Boi
40) Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara pyramidal menggunakan persamaan sebagai berikut :
Vb =
h 3
An An
1
An An
1
……………………………...(2-
41) Dimana : Vb
= Bulk Volume Batuan,acre-ft
An
= Luas yang dibatasi oleh garis isopach terendah,acre
An+1
= Luas yang dibatasi oleh garis isopach diatasnya,acre
H
= Interval antara garis isopach,ft
Persamaan pendekatan pyramidal ini digunakan jika An+1/An lebih kecil dari 0,50. Bulk volume dari reservoir yang dihitung dengan pendekatan cara trapezoidal menggunakan persamaan sebagai berikut : Vb =
h An An 1 2
……………………………………………....(2-
42) Persamaan trapezoidal digunakan jika harga An+1/An lebih besar dari 0,50. Cara ketiga adalah dengan grafik,yaitu dengan memplot lias masing-masing area didalam kontur versus ketebalan formasi pada kontur tersebut.Perhitungan luas daerah ini dapat dilakukan dengan cara numeric maupun dengan memakai planimeter. 1. Untuk Reservoir Minyak Setelah bulk volume reservoir dihitung,maka dapat menentukan besarnya initial oil in place dengan persamaan : N =
Vb (1 Swi ) ……………………………………………………....(2Boi
43) Dimana : N
= Initial Oil Im Place,STB
Vb
= Bulk volume reservoir yang mengandung hidrokarbon,cuft
= Porositas batuan,fraksi
Swi
= Saturasi air mula-mula,fraksi
Boi
= Faktor volume formasi minyak mula-mula,bbl/STB
Oleh karena recovery factor merupakan perbandingan antara unit recovery (recoverable reserve) dengan initial oil in place,maka besarnya recovery factor masing-masing mekanisme pendorong di atas adalah sebagai berikut : a. Untuk reservoir depletion drive RFD = 1 – (
1 Sw Sg Boi ) ………………………………………....(21 Sw Boa
44)
b. Untuk reservoir water drive dan segregation drive RFw =
1 Sw Sor 1 Sw
……………………………………………………(2-
45) 2. Untuk Reservoir Gas Seperti halnya pada reservoir minyak,initial gas in place dihitung dengan persamaan yang sama dengan persamaan 2-43 yaitu : G = Vb (1-Swi) Bgi ………………………………………….(246) Dimana : G
= Initial Gas In Place,SCF
Vb
= Bulk volume reservoir yang diisi gas,cuft
Bgi
= Faktor volume formasi gas mula-mula,SCF/cuft
Sedangkan recovery factor dapat ditentukan dengan perbandingan antara recoverable reserve (Rrec) dengan initial gas in place,yaitu :
RF =
G Ga G
100 % =
Bgi Bga 100 % ………………….(2Bgi
47) Untuk reservoir water drive yang aktif.Unit recovery dalam satuan SCF/acre-ft adalah: Rrec = 43560 (1-Sw) Bgi – Sgr Bga …………………………(248) Dengan demikian,malka recovery faktornya adalah : RF =
(1 Sw) Bgi SgrBga 100 % …………………………...(2(1 Swi ) Bgi
49) Dimana Sgr adalah saturasi gas sisa (fraksi)
2.5.2.2. Metode Material Balance Perhitungan
cadangan
dengan
menggunakan
metode
material
balance,didasarkan pada hokum fisika yang cukup sederhana yaitu bahwa jumlah hidrokarbon yang mula-mula ada di dalam reservoir adalah sama dengan hidrokarbon yang diproduksikan ditanbah dengan hidrokarbon yang masih tersisa didalam reservoir. Schilthuis menurunkan persamaan material balance yang didasarkan pada gas yang ada di dalam reservoir sebagai berikut : SCF gas mula-mula = SCF gas terproduksi + SCF gas tersisa ………....(2-50) Dimana : SCF gas mula-mula = gas dari gas cap + gas terlarut 1
= m N Boi Bgi + N Rsi …………………………..(251)
SCF gas terproduksi = Rp Np …………………………………………..(2-52) Dimana : m
= perbandingan ukuran gas cap dengan ukuran zona
N
= stock tank minyak mula-mula dalam reservoir,barrel
Boi
= factor volume formasi pada keadaan awal
Rsi
= kelarutan gas dalam keadaan awal,SCF/STB
Rp
= GOR kumulatif,SCF/STB
Sedangkan : SCF gas tersisa = gas bebas sisa + gas yang tersisa dalam larutan……...(2-53) Dimana : Gas bebas sisa = (gas dari sisa tudung gas) + (gas bebas sisa yang dibebaskan dari larutan). Untuk mempermudah perhitungan maka dianggap bahwa ukuran reservoir adalah tetap.Reservoir ini ditempati oleh gas cap dan zona minyak,dengan demikian bila pada suatu air masuk ke dalam reservoir karena penurunan tekanan,maka ukuran reservoir adalah tetap tidak berubah,sehingga sekarang reservoir akan terisi oleh gas dari gas cap,gas bebas yang ada dalam zona minyak. Beberapa saat setelah minyak dan gas diproduksikan,dan setelah masuknya air ke dalam reservoir,maka gas bebas yang tertinggal akan menempati seluruh ruangan yang tidak ditempati oleh cairan (minyak dan air). Persamaan material balance dapat diturunkan sebagai berikut : Ruang reservoir total = zona minyak mula-mula + zona gas mula-mula = N Boi + m N Boi ……………………………………...(2-54) Cairan tersisa
= zona minyak sisa + net water influx = (N-Np)Bo + (We – Wp Bw) .........................................(2-55)
dimana :
Bw
= factor volume formasi air
Bo
= factor volume formasi minyak pada setiap tekanan
We
= kumulatif air yang merembes ke dalam reservoir,barrel
Wp
= kumulatif air terproduksi,barrel
Ruang gas
= ruang reservoir bebas sisa total – volume cairan tersisa = ( N Boi + m N Boi ) – ( (N-Np)Bo + (We – Wp Bw)) ……….(2-56)
Maka SCF gas bebas sisa adalah : =
( NBoi mNBoi) ( N Np ) Bo (We WpBw) ……………………………..(2-57) Bg
Gas yang tersisa di dalam larutan = (N-Np) Rs ………………………………...(2-58) Kombinasi Persamaan 2-52,2-53,2-57,dan 2-58 menghasilkan : 1
M n Boi Bgi + N Rsi = Np Rp +
( NBoi mNBoi) ( N Np ) Bo (We WpBw) + Bg
(N-Np) Rs ...................................................................(2-59) Bila faktor volume formasi dua fasa (Bt) didefinisikan sebagai berikut : Bt
= Bo + (Rsi-Rs) Bg ……………………………………..(2-60)
Maka kombinasi persamaan 2-59 dan 2-60 akan menghasilkan persamaan material balance dalam bentuk sebagai berikut : Np N
=
mBti(
Bg 1) ( Bt Bti ) (We WpBw) / N Bgi Bo ( Rp Rs ) Bg
..............(2-
61) dimana Bti = Boi Apabila suku-suku pada persamaan diatur kembali,maka akan didapatkan persamaan sebagai berikut :
Bg Np Bo ( Rp Rsi ) Bg = m N Bti Bgi 1 + N (Bt-Bti) + (We-WpBw) …..(2
62) Pada persamaan diatas terlihat,bahwa suku sebelah kiri adalah sama dengan jumlah minyak dan gas yang diproduksi.Pada suku sebelah kanan,term pertama menunjukkan
persamaan
pengembangan
tudung
gas,term
kedua
adalah
pengembangan zona minyak dengan gas bebas yang dibebaskan dari zona minyak dan term ketiga adalah jumlah air yang masuk ke dalam zona minyak (net water influx). 2.5.2.3. Metode Decline Curve Metode ini hanya dapat dipergunakan untuk suatu lapangan yang telah beberapa lama berproduksi dan sudah terjadi penurunan laju produksi.Caranya adalah dengan mem-plot data laju produksi versus kumulatip produksi minyak. Kalau q adalah laju produksi minyak dan Q adalah kumulatif produksi minyak,maka persamaan garis lurus saat mulainya penurunan produksi dapat dituliskan dengan persamaan : q
= m Q + c ……………………………………………….(2-63)
dimana : m
= kemiringan kurva decline curve
c
= konstanta
Apabila q tetap untuk interval waktu dt,maka harga Q = q dt,sehingga untuk selang waktu 0 sampai t adalah : t
Q =
qdt
………………………………………………………………(2-
0
64) atau dapat pula digunakan persamaan sebagai berikut ini :
q =
dQ dt
...................................................................................................(2-
65) Bila persamaan 2-62 dideferensialkan terhadap t,maka : dq dQ = m ................................................................................(2dt dt
66) Kombinasi antara persamaan 2-66 dan 2-67 akan menghasilkan : 1 dq dq = mq atau m = q dt .............................................................(2dt
67) Dengan demikian maka persamaan 2-63 dapat ditulis : q = -b Q + c ……………………………………………………..(2-68) Jika penurunan produksi sumur tersebut dimulai pada waktu kumulatif produksi minyak adalah Q dan laju produksi adalah qo,maka : qo = -b Qo + c atau c = qo + b Qo ……………………………….(2-69) Jika persamaan 2-68s disubstitusikan ke dalam persamaan 2-69 maka akan didapatkan: Q-Qo = (qo-q)/b ............................................................................(2-70) Dengan persamaan 2-70 dapat diperkirakan kapan sumur akan diproduksikan lagi,sehingga besar cadangannya pun dapat diperkirakan. 2.5.3. Perkiraan Produktivitas Formasi Produktivitas formasi adalah kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida pada kondisi tekanan tertentu, biasanya dinyatakan dengan productivity indeks ( PI ). Sedangkan kelakuan formasi produktif dinyatakan dalam bentuk grafis yang dikenal dengan grafik IPR ( Inflow Performance Relationship ).
Produktivitas formasi dipengaruhi oleh besarnya
energi pendorong dan
dipengaruhi oleh sifat fisik batuan,sifat fisik fluida,pressure drawdown,dan dimensi dari system,yaitu drainage radius (re) dan ketebalan formasi. 2.5.3.1. Produktivity Index Productivity index adalah suatu index atau derajat pengukuran kemampuan produksi suatu sumur yang didefinisikan sebagai perbandingan antara laju produksi dinyatakan dalam barrel per hari, dengan pressure draw-down. Secara matematis bentuk PI dapat dituliskan sebagai berikut : PI J
q ( Ps Pwf )
Bbl / D / Psi
,……………………………………........(2-71)
dimana : q
= laju produksi, Bbl/D
Ps
= tekanan statik reservoir, Psi
Pwf
= tekanan aliran dasar sumur, Psi
Ps-Pwf = draw-down, Psi PI dapat juga dinyatakan dalam besaran yang lain bila aliran terdiri dari minyak dan air yaitu : PI J
qo 0.007082 h ko k w ,…………………….........(2-72) ( Ps Pwf ) ln(re / rw) o Bo w Bw
dimana : ko,kw
= permeabilitas minyak dan permeabilitas air, md
o, w = viskositas minyak dan air, cp Bo,Bw = faktor volume formasi minyak dan air.RB/STB re,rw
= jari-jari pengurasan dan jari-jari sumur, ft
h
= ketebalan formasi, ft
Cara lain mengukur produktivitas sumur adalah Spesific Productivity Indexs (SPI) didefenisikan sebagai perbandingan antara PI dengan ketebalan dan digunakan untuk membandingkan sumur yang berbeda dari suatu lapangan.
SPI
PI h
Faktor yang mempengaruhi PI, meliputi: 1. Turbulensi yang terjadi pada laju aliran tinggi Disebabkan terlampau cepatnya aliran fluida sehingga friksi antara fluida (Internal friction) menjadi naik dan pressure loss menjadi besar. Hal ini menyebabkan kapasitas aliran menurun, sehingga harga PI akan turun. 2. Penurunan harga permeabilitas Dari hubungan SPI, jika k semakin kecil, maka PI semakin turun. Dari sini, penyebab penyimpangan permeabilitas perlu diketahui (karena secara tidak langsung mempengaruhi PI). 3. Pengaruh viskositas Dilihat SPI, viskositas berpengaruh terhadap PI, sehingga kenaikan akan menyebabkan penurunan PI dan sebaliknya. Faktor-faktor yang tidak secara langsung mempengaruhi PI adalah: 1. Pengaruh energi pengaliran fluida, yaitu semakin besarnya tekanan pengaliran fluida maka harga k semakin besar, demikian pula yang terjadi bila sebaliknya. 2. Efek cairan reaktif, menyebabkan terjadi reaksi didalam batuan. Sebagai contoh pada shaly sand, masuknya fresh water secara tiba-tiba dan mendorong salt water membasahi batuan formasi, akan mengakibatkan terjadi swelling didalam batuan, yang mempengaruhi harga permeabilitasnya. 3. Pengaruh overburden. Besarnya k dipengaruhi oleh porositas batuan, sedangkan porositas sendiri dipengaruhi oleh overburden pressure yang indentik dengan kedalaman. Sehingga makin besar overburden, berarti formasi makin dalam dan porositas semakin kecil. Dengan demikian harga permeabilitas berkurang karena kompresibilitas formasi semakin besar.
4. Pengaruh saturasi. Suatu fluida baru dapat mengalir bila fluida tersebut memiliki kemampuan pengaliran atau permeabilitas yang merupakan fungsi saturasi fluida. Bila suatu sumur telah lama diproduksikan, maka saturasi fluida mengalami penurunan dan menyebabkan permeabilitas juga turun. 5. Sifat kebasahan batuan reservoir. Sifat kebasahan menentukan permeabilitas, dimana pada batuan basah air, kenaikan permeabilitas minyak lebih cepat dengan bertambah kecilnya saturasi air dibanding dengan batuan basah minyak. 6. Turunnya permeabilitas sebagai akibatnya adanya gas bebas dalam sumur. Pada tekanan reservoir yang lebih kecil dari tekanan gelembung, drawdown pressure tidak mengakibatkan permeabilitas berkurang karena adanya saturasi gas yang dapat menghambat aliran minyak ke permukaan. 2.5.3.2. Inflow Performance Relationship ( IPR ) Productivity index yang diperoleh secara langsung maupun secara teoritis hanya merupakan gambaran secara kwalitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. Dalam kaitannya dengan perencanaan untuk melihat kelakuan
suatu sumur, ataupun
suatu sumur untuk berproduksi, maka harga PI dapat
dinyatakan secara grafis, yang disebut dengan grafik Inflow Performance Relationship ( IPR ). Berdasarkan definisi productiviy index, maka variabelnya adalah laju produksi ( q ) dan tekanan aliran dasar sumur ( P ef ). Oleh karena itu persamaan tersebut dapat diubah menjadi : P wf = P s -
q ………………………………………………………….....(2PI
73) Harga PI merupakan kemiringan dari garis IPR yaitu : PI = tan
OB PIxPs …………………………………………….....(2-74) OA Ps
Harga GOR ( Gas Oil Ratio ) pada rate produksi yang tinggi akan naik, karena dengan naiknya drowdown, permeabilitas efektif naik pula. Alasan-alasan
inilah yang menyebabkan kurva IPR tidak lurus, apabila P wf berada di bawah tekanan buble point. Selain jumlah fasa yang mengalir, yang perlu diperhatikan pula adalah adanya hambatan terhadap aliran di sekitar lubang sumur atau jenis aliran dalam media berpori. Sumber utama terjadinya hambatan aliran di sekitar lubang bor ialah : 1. Adanya invasi filtrate Lumpur pemboran ke formasi produktif 2. Adanya partikel Lumpur pemboran yang menutup pori-pori batuan disekitar lubang bor. 3. Hambatan aliran minyak disebabkan oleh penurunan saturasi minyak di sekitar lubang bor. 4. Lubang perforasi dan gravel pack 5. Turbulensi aliran (skin) Faktor skin yang disebabkan oleh perubahan permeabilitas si sekitar sumur, Hawkins menurunkan persamaan yang menghubungkan antar faktor skin dengan harga permeabilitas formasi yang mengalami perubahan dengan harga permeabilitas formasi yang sebenarnya, yaitu : k r S = 1 ln e ……………………………………………………...(2 ks rw
75) Dimana : S
= Faktor Skin
k
= Permeabilitas absolut formasi yang tidak mengalami kerusakan
ks
= Permeabilitas absolut formasi yang mengalami kerusakan
rs
= Jari-jari formasi yang mengalami kerusakan
rw
= Jari-jari sumur
Persamaan 2-75 menunjukkan bahwa apabila formasi mengalami kerusakan, harga k s mengecil dan lebih kecil dari permeabilitas formasi sebenarnya, maka harga faktor skin adalah positif. Sebaliknya apabila permeabilitas
di sekitar sumur
mengalami perbaikan, sebagai hasil stimulasi sumur berhasil, maka harga k s akan meningkat atau lebih besar dari harga permeabilitas sebenarnya, dengan demikian harga faktor skin akan negatif. A. Aliran Fluida Satu Fasa Persamaan Darcy Henry Darcy mengemukakan tentang aliran fluida di dalam media berpori, yaitu bahwa kecepatan dari suatu fluida dalam media berpori yang homogen akan sebanding dengan gradien tekanannya serta berbanding terbalik dengan viscositas fluida tersebut. Secara empiris rumus Darcy dapat dirumuskan dalam bentuk persamaan sebagai berikut : 1
dP
V = -K x ………………………………………………….......(2dx 76) dimana : V = kecepatan aliran fluida, cm/det K = permeabilitas media berpori, darcy = viscositas fluida yang mengalir, cp dP = gradien tekanan aliran, atm/cm dx
Persamaan tersebut diturunkan berdasarkan anggapan-anggapan seperti di bawah ini: 1. Kondisi aliran steady state (mantap) 2. Fluida yang mengalir satu fasa 3. Tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidanya 4. Fluida bersifat incompressible
5. Viscositas fluida yang mengalir konstan 6. Kondisi aliran isothermal 7. Formasi homogen dan arah aliran horizontal. Sedangkan tanda (-) pada persamaan (2-76), menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Kecepatan aliran fluida yang mengalir dalam media berpori (V) dapat dinyatakan dalam dimensi yang lain, yaitu Q/A. Dimana Q adalah laju aliran volumetric dan A adalah luas penampang total, sehingga persamaan (2-76) menjadi : q=
KA P
x
……………………………………………………….......(2-
77) Persamaan ini hanya berlaku untuk aliran laminar, sedangkan pada kenyataannya di reservoir kondisi alirannya adalah radial. Sehingga persamaan ini dikembangkan untuk kondisi radial tersebut : q = 7.08x10-3
kh( Pe Pwf ) ………………………………………..(2oBo ln(re / rw)
78) dimana : q
= laju aliran minyak, STB/hari
k
= permeabilitas efektif minyak, md
h
= tebal efektif formasi produksi, ft
Pe = tekanan formasi pada jarak re dari sumur, psi Pwf = tekanan aliran di dasar sumur, psi o
= viscositas minyak, cp
Bo
= FVF minyak, Bbl/STB
re
= jari-jari pengurasan sumur, ft
rw
= jari-jari sumur, ft
Dengan anggapan bahwa : 1. Fluida yang mengalir satu phase 2. Alirannya mantap (steady state) 3. Formasi homogen 4. Fluida incompressible B. Aliran Fluida Dua Fasa Seperti yang telah dikemukakan sebelumnya, bahwa persyaratan yang sulit untuk dipenuhi adalah persyaatan fluida yang mengalir berasa tunggal. Muskat menyatakan apabila yang mengalir adlah dua fasa ( minyak dan gas ), maka bentuk kurva IPR melengkung. Persamaan dalam bentuk Pseudo-Pressure Function Aliran semi mantap, dimana tidak aliran pada batas reservoir, persamaan laju aliran minyak pada kondisi dua fasa ( gas dan minyak ) adalah sebagai berikut : q o = 7.08 x 10
3
kh 1 dP …………………………………………......(2 o Bo r dr
79) Permeabilitas
relative
minyak
dapat
dinyatakan
sebagai
perkalian
antara
permeabilitas absolute dengan permeabilitas relative minyak, yaitu k o kxkro , apabila faktor skin tidak diabaikan, maka persamaan 2-79 dapat ditulis dalam bentuk : 3
q o = 7.08 x 10
kh r ln e 0.5 S rw
Ps
Pwf
kro dP o Bo …………………………...(2-
80) Apabila pseudo-pressure function, m ( P ) didefinisikan sebagai :
Ps
m ( P) =
Pwf
kro dP …………………………………………………...( 2 o Bo
81) Dimana Pe adalah tekanan acuan, maka untuk integral pada persamaan ( 2-81), dalam bentuk pseudo-pressure function dapat dinyatakan sebagai berikut : Ps
Pwf
kro dP = o Bo
Pr
k P oroBo dP s
Pwf
Ps
kro dP m Pr m Pwf ………………………..(2 o Bo
82) Dengan demikian persamaan ( 3.24 ) dapat ditulis sebagai berikut :
q
o
7.08 x10 3
kh r ln e 0.5 S rw
m P m P r
wf
………………………...(2-
83) Perhitungan q o pada tekanan alir dasar sumur tertentu atau perhitungan hubungan antara laju produksi dengan tekanan alir dasar sumur
dengan
menggunakan persamaan diatas, memerlukan hubungan antara permeabilias relative minyak terhadap tekanan dan viscositas, serta faktor volume formasi minyak dan tekanan. Apabila hubungan-hubungan ini diketahui maka laju produksi minyak dapat dihitung dengan menggunakan metode Newton- Raphson. Dalam praktek agak sulit untuk menemukan hubungan antara permeabilitas relative minyak terhadap tekanan, hal inilah yang menyebabkan persamaan tersebut di atas kurang popular digunakan di lapangan. Persamaan Vogel Pembuatan grafik IPR untuk aliran dua fasa pada mulanya dikembangkan oleh Weller, dimana Weller menurunkan persamaan J untuk reservoir gas terlarut sebagai berikut :
3
7.08 x10 kh r r J =
2 e
2 w
k B dP Ps
ro
Pw
o
o
2 re 2 2 re ln 0.5 re rw Pe Pw rw
…………………………….........(2-
84) Didalam penurunan persamaan (2-84) tersebut, dilakukan beberapa anggapan sebagai berikut : 1. Bentuk reservoir adalah lingkaran dan terbatas ( bounded reservoir ) dan sumur tepat berada ditengah lingkaran 2. Media berpori uniform dan isotropis serta dengan harga S w konstan di setiap titik 3. Pengaruh gradient tekanan diabaikan 4. Komposisi minyak dan gas konstan 5. Tekanan pada fasa minyak dan gas sama Kondisi semi steady state dimana laju saturasi minyak sama disetiap titik pada saat tertentu. Mula-mula ditentukan terlebih dahulu perubahan saturasi terhadap tekanan yang dapat ditentukan dengan persamaan :
So d B o dP
1 d B S dR 1 dB 1 S S B g o s o w o o Bg B 5.615 B dP B dP B Bo dP o o o o k g o 1 ko g
…..........(2-85)
Dari persamaan 2-85 tersebut dapat ditentukan dS o / dP dengan berdasarkan hal ini perubahan tekanan dapat ditentukan dengan persamaan : dkro dk ro dSo ……………………………………………….........(2-86) dP dSo dP
Melihat cara yang digunakan serta pemecahannya, ternyata cara Weller tersebut cukup rumitdan tidak praktis serta memerlukan computer. Selanjutnya Vogel mengemukakan suatu cara yang lebih sederhana debanding cara Weller. Dasar pengembangan metoda Weller adalah persamaan Weller, yang menghasilkan suatu bentuk persamaan sebagai berikut : q qmax
Pwf 1 0.2 Ps
P 0.8 wf Ps
2
………………………………………...(2
87) Umumnya di sekitar lubang sumur terjadi kerusakan formasi, baik sebagai akibat invasi Lumpur pemboran, maupun sebagai akibat peningkatan saturasi gas dan air di sekitar lubang bor. Apabila hal ini ditemui, maka kondisi pengembangan persamaan vogel tidak dapat dipergunakan. Persamaan Standing Standing melakukan modifikasi terhadap persamaan Vogel, sesuai dengan kenyataan bahwa banyak sumur yang mengalami kerusakan formasi di sekitar lubang sumur. Adanya kerusakan tersebut akan menambah kehilangan tekanan di sekitar lubang sumur Tekanan alir dasar sumur ideal P’wf tidak dipengaruhi adanya faktor skin, sedangkan Pwf adalah tekanan dasar sumur sebenarnya yang dipengaruhi faktor skin. Hubungan antara keduan tekanan alir dasar sumur tersebut adalah : P’wf = Pr – FE ( Pr – Pwf )………………………………………………...(2-88) Dimana FE adalah koefisien aliran yang merupakan perbandingan index produktivitas sebenarnya dengan indek produktivitas ideal. Dengan demikian FE berharga lebih kecil dari satu apabila sumur mengalami kerusakan dan lebih besar dari satu apabila sumur mengalami perbaikan dari hasil stimulasi. Harga FE yang diperlukan untuk perhitungan tersebut diperoleh dari hasil analisa uji build up atau drodown. Dengan menggunakan hubungan tersebut, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya ( yang dipengaruhi faktor skin ) dapat diubah menjadi tekanan alir dasar sumur ideal, selanjutnya dapat dimasukkan kedalam persamaan Vogel. Perlu
diingat bahwa laju produksi maksimum yang dihasilkan dalam perhitungan ini adalah harga laju produksi maksimum pada harga skin sama dengan nol, bukan laju produksi pada harga FE yang dimaksud. Untuk menghitung harga laju produksi maksimum pada harga FE yang dimaksud, maka harga tekanan alir dasar sumur sebenarnya, yang berharga sama dengan nol diubah menjadi tekanan alir dasar sumur pada kondisi ideal. Kelemahan dari persamaan standing adalah menghasilkan kurva IPR yang: 1. Hampir lurus untuk harga FE lebih kecil dari satu, meski kondisi aliran dua fasa 2. Berlawanan dengan kelakuan aliran fluida dari formasi ke lubang sumur. Kedua hal tersebut diatas disebabkan oleh penggabungan antara dua persamaan yang tidak selaras, yaitu persamaan Vogel dikembangkan untuk kondisi aliran dua fasa sedangkan FE didefinisikan untuk satu fasa. Persamaan Couto Couto memanipulasi persamaan Standing untuk kelakuan aliran fluida dari formasi ke lubang sumur, dengan cara menggabungkan definisi indek produktivitas persamaan yang dihasilkan adalah sebagai berikut :
h Pr FE 1 R 1.8 0.8 FE 1 R ……….... ln 0.427re / rw o Bo
q = 0.00419 (2-89)
Dengan menghitung sifat fisik batuan (ko) dan sifat fisik fluida ( minyak ), maka dapat dibuat kurva IPR berdasarkan satu data uji tekanan dan produksi. Persamaan Cauto ini memiliki kelemahan, yaitu diperlukan harga permeabilitas efektif minyak pada waktu kurva IPR diperkirakan, dimana harga k o tersebut sulit ditentukan secara teliri di lapangan. Oleh karena itu harga k o tersebut akan berubah sesuai dengan waktu produksi dan jumlah minyak yang berproduksi ( setelah dikomplesi ), dengan demikian harga ko , o dan Bo dapat diperoleh. Persamaan Harrison
Harrison menurunkan persamaan kurva IPR, dengan tujuan menghilangkan bentuk kurva IPR yang tidak semestinya, seperti yang diperoleh dengan metode Standing. Persamaan ini bersifat empiris, dan tetap menggunakan definisi efisiensi aliran ( FE ) untuk kondisi aliran satu fasa. Persamaan Horrison tersebut adalah sebagai berikut : q qmax
1.2 0.2 1.791759Pwf' / Pe
…………………………………........(2-
90) '
dimana P wf dihitung dengan persamaan (2-88). Persamaan (2-90) tersebut dapat digunakan baik untuk harga Pwf ideal berharga positif atau berharga negatif. Pemakaian definisi FE yang tidak sesuai dengan kondisi persamaan dasar, maka persamaan ini pun tidak memberikan ketelitian yang baik. Persamaan Pudjo Sukarno Persamaan ini dikembangkan dengan menggunakan simulasi reservoir hipotesis dengan memperhitungkan pengaruh faktor skin. Hasil analisa regresi menghasilkan persamaan untuk menghitung kurva IPR sebagai berikut :
q qo , max
a1 a3 Pd a5 Pd' ……………………………………………......(21 a2 Pd a4 Pd'
91) dimana : P d =P wf / Pr a1,…,a5 adalah konstanta persamaan yang merupakan fungsi dari faktor skin, dicari dengan menggunakan persamaan berikut : an = C1 Exp ( C2 S ) + C3 Exp ( C4 S )…………………………………...(2-92) dimana : n = 1,2,3,4 dan 5 S = Faktor skin
Harga C1 sampai C4 ditentukan dari tabel II-12 Tabel II-12 Konstanta C1,C2,C3 dan C4 ao
C1
C2
C3
C4
a1
0.182922
-0.36444
0.814541
-0.05587
a2
-1.47695
-0.15663
1.646246
-0.44231
a3
-2.14927
-0.19598
2.289242
-0.22033
a4
-0.02178
-0.08829
-0.26039
-0.2108
a5
0.552447
-0.03245
-0.58324
-0.36069
Persamaan Fetkovich Fetkovich mengananalisa hasil uji back-pressure yang dilakukan disumursumur minyak yang berproduksi dari berbagai kondisi reservoir. Dari analisa ini disimpulkan bahwa kurva uji back-pressure disumur minyak mengikuti kurva backpressure yang di lakukan disumur gas, yaitu plot antara qo terhadap ( P r Pwf ) pada 2
2
kertas grafik log-log memberikan hubungan yang linier. Dengan demikian seperti halnya sumur gas, grafik IPR sumur minyak dari uji back-pressure dapat dinyatakan dalam bentuk persamaan berikut :
qo J Pr2 Pwf2
n
…………………………………………………..........(2-93)
dimana : n = 1/kemiringan Harga n menunjukkan faktor turbulensi. Untuk harga n mendekati satu, berarti derajat turbulensi rendah yaitu aliran merupakan aliran laminar, sedangkan untuk harga n yang lebih kecil dari satu , minimum 0.5 menunjukkan bahwa derajat turbulensi sangat tinggi. Makin kecil harga n, maka makin besar derajat turbulensi. Sedangkan harga J mempresentasikan hambatan aliran di lapisan produktif di belakang dasar lubang sumur, baik sebagai akibat faktor skin, akibat kerusakan formasi atupun faktor skin akibat adanya lubang perforasi.
Persamaan Fetkovich untuk sumur minyak , semata-mata merupakan persamaan empiris, karena tidak atau belum ada penurunan matematis yang mendukung persamaan tersebut. Aliran Fluida Tiga Fasa ( Gas, Minyak dan Air ) Metode untuk menentukan kinerja aliran gas, minyak dan air formasi ke lubang sumur telah dikembangkan oleh Petrobas dan Pudjo Sukarno.Dalam tulisan ini yang akan dibahas hanya metoda Pudjo Sukarno, karena metoda ini lebih sederhana dibandingkan dengan metoda Petrobras. Persamaan Pudjo Sukarno Metoda ini dikembangkan dengan menggunakan simulator, yang juga digunakan untuk mengembangkan kurva IPR gas-minyak. Anggapan yang dilakukan pada waktu pengembangan persamaan ini adalah : 1. Faktor skin sama dengan nol 2. Gas, minyak dan air berada dalam satu lapisan dan mengalir bersama-sama, secara radial dari reservoir menuju lubang bor. Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digunakan parameter water cut, yaitu perbandingan laju produksi air terhadap laju produksi cairan total. Parameter ini merupakan parameter tambahan dalam persamaan kurva IPR yang dikembangkan. Selain itu, hasil simulasi menunjukkan bahwa pada suatu harga tekanan reservoir tertentu, harga water cut berubah sesuai dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, yaitu makin rendah tekanan alir dasar sumur, makin tinggi harga water cut. Dengan demikian perubahan water cut sebagai fungsi dari tekanan alir dasar sumur perlu ditentukan. Dalam pengembangan kelakuan aliran tiga fasa dari formasi ke lubang sumur, dengan menggunakan analisis regresi yang terbaik menghasilkan persamaan : P P qo Ao A1 wf wf qmax Pr Pr
2
……………………………………..........(2-94)
dimana : An ( n = 0, 1 dan 2 ) adalah konstanta persamaan, yang harganya berbeda untuk water cut yang berbeda. Hubungan antara konstanta tersebut dengan water cut ditentukan pula dengan analisis regresi dan diperoleh persamaan berikut : An = Co + C1( WC ) + C2 ( WC )2………………………………….........(2-95) Dimana : Cn ( n = 0, 1 dan 2 ) untuk masing-masing harga An ditunjukkan dalam tabel (II-13) Tabel II-13 Konstanta Cn Untuk Masing-masing An An
Co
C1
C2
A0
0.980321
-0.115661 x 10-1
0.179050 x 10-4
A1
-0.414360
0.392799 x 10-2
0.237075 x 10-5
A2
-0.564870
0.762080 x 10-2
-0.202079 x 10-4
Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai Pwf / Pr terhadap WC/ ( WC @Pwf Pr ) dimana WC/ ( WC@Pwf Pr ) telah ditentukan dengan analisa regresi yang menghasilkan persamaan berikut :
WC P1 Exp P2 .Pwf / Pr ……………………………………………...(2WC @ Pwf Pr
96) 2.5.3.3. Perkiraan Laju Produksi Untuk dapat memproduksikan minyak dengan hasil perolehan yang maksimum
(ultimate
recovery),maka
perlu
dilakukan
pengaturan
laju
produksi.Besarnya laju produksi untuk memperoleh ultimate recovery disebut laju produksi
optimum,yang
dipengaruhi
oleh
jenis
mekanisme
pendorong
reservoir,penurunan tekanan (pressure drawdown),pemilihan ukuran tubing dan
choke (untuk sumur flowing).Konsep yang digunakan untuk menentukan laju produksi guna memelihara reservoir agar recovery yang diperoleh maksimum adalah konsep Maximum Efficient Rate (MER). a. Konsep Maximum Efficient Rate (MER) MER didefinisikan sebagai laju produksi terbesar yang diijinkan tanpa menyebabkan kerusakan reservoir dan kehilangan energi sia-sia,sehingga dapat dicapai ultimate recovery. Laju produksi tiap sumur berbeda karena tergantung pada : 1. Karakteristik formasi disekitar sumur,yang mana dapat dilihat dari productivity index (PI) tiap sumur,sebagai petunjuk kemampuan formasi disekitar lubang sumur yang bersangkutan untuk memproduksikan fluida.Jadi perlu dijaga jangan sampai melebihi kemampuan sumurnya sendiri. 2. Mekanisme pendorong reservoir. b. Penentuan laju produksi optimum berdasarkan konsep MER MER suatu reservoir minyak adalah laju tertinggi yang dapat dipertahankan sepanjang waktu,yakni laju yang memberikan ultimate recovery yang tinggi,ataupun dapat dikatakan sebagai laju yang dapat memberikan present worth value (nilai harga sekarang) paling besar.Dan bila laju tersebut dilampaui akan menyebabkan turunnya ultimate recovery yang seharusnya didapatkan,sedangkan pengurangan laju dibawah MER
tidak
akan
memberikan
penambahan
ultimate
recovery-nya.Dalam
prakteknya,laju optimum ditentukan dengan menggunakan criteria factor-faktor pembatas yang berlainan untuk masing-masing MER,yaitu : 1. Engineering MER,dengan factor pembatas sifat reservoir itu sendiri serta kemampuan teknik yang ada 2. Ekonomic MER,dengan factor pembatas seperti keadaan pemasaran,biaya operasi,dan pertimbangan politis.
2.5.4. Perkiraan Perilaku Reservoir Peramalan perilaku reservoir untuk masa yang akan datang umumnya dilakukan dengan membuat suatu hubungan antara data-data yang lampau terhadap penurunan tekanan,yang mana akan mengikuti suatu bentuk tertentu yang kemudian diekstrapolasikan pada suatu keadaan yang diinginkan pada masa yang akan datang.Kegunaan dari peramalan perilaku reservoir ini adalah untuk memperkirakan apakah suatu reservoir masih layak untuk diproduksikan dengan suatu metode tertentu yang berarti secara teknis memungkinkan dan secara ekonomis menguntungkan. 2.5.4.1. Berdasarkan Mekanisme Pendorong Perkiraan perilaku reservoir berdasarkan pada mekanisme pendorong yang bersangkutan dimana mekanisme pendorong reservoir dapat terdiri dari : water drive,depletion drive,gas cap drive,segregation drive,dan combination drive. 1. Water Drive Reservoir Pada awalnya zona produksi mengadakan kontak dengan aquifer yang luas. Hal ini biasanya terjadi pada reservoir yang mempunyai permeabilitas tinggi. Penurunan kapasitas produksi terjadi secara bertahap hingga air mulai terproduksi. GOR produksinya sangat konstan, recovery faktor sangat tergantung dari karakteristik batuan seperti ukuran pori dan distribusi rekahan, hingga mobilitas ratio dan geometri reservoirnya. Laju produksi reservoir juga dipengaruhi oleh recovery, khusunya bila reservoir dipengaruhi water drive. Laju produksi besar-besaran yang melampaui perembesan airnya akan dapat menyebabkan ulah kerjanya mendekati reservoir solution gas drive. 2.
Depletion Drive Reservoir Depletion drive reservoir merupakan reservoir tertutup, artinya reservoir ini
tidak mengalami gas cap awal dan tidak dipengaruhi oleh water influx. Energi reservoir berasalkan dari terbebaskannya gas dari larutan jika tekanan reservoir
mengalami
penurunan.
Depletion
drive
reservoir
sering
disebut
juga
solution/dissolved drive reservoir. Faktor-faktor yang tidak diketahui harus dihitung sehubungan dengan peramalan perilaku reservoir water drive dimasa yang akan mendatang adalah : - Saturasi minyak ( So ) - Produksi minyak komulatif ( Np ) - Perbandingan permeabilitas gas-minyak ( Kg/Ko ) - Tekanan Reservoir ( P ) - Sifat fisik fluida reservoir Untuk dapat meramalkan perilaku, maka harus diketahui terlebih dahulu mengenai original oil in place, saturasi air, tekanan mula-mula dan sifat fisik fluida mula-mula. Untuk mengetahui beberapa parameter yang tidak diketahui tersebut dapat digunakan persamaan sebagai berikut: So = ( Ns – Np ) Bo
………………………………………………………...( 2-97)
Ns Bos 1- Swi
K B
g o o R = K B Rs …………………………………………………………....(2o o g
98) Np Ns
Bt Bts ……………………………………………………..(2-99) Bt R p Rsi Bgi
dimana : Bg
= Faktor volume Formasi gas
Bo
= Faktor volume formasi minyak
Bt
= Faktor Volume formasi campuran
Kg
= Permeabilitas relative terhadap gas
Ko
= Permeabilitas relative terhadap minyak
Np
= Produksi minyak komulatif ( stock tank )
R
= Gas- oil ratio
Rp
= Produksi gas- oil ratio komulatif
Rs
= Kelarutan gas dalam minyak
So
= Saturasi minyak, fraksi
Sw
= Saturasi air, fraksi
μo
= Viskositas minyak
μg
= Viskositas gas
i
= Kondisi mula-mula
s
= Kondisi tekanan saturasi
Produksi reservoir dari berbagai tekanan diatas tekanan saturasi sampai tekanan saturasinya dapat dihitung dengan persamaan : N ps
N ( Bos Boi ) ………………………………………………….....(2Bos
100) Boi
= Faktor volume formasi minyak pada tekanan mula-mula yang lebih besar dari tekanan saturasi, Pi > Ps
Bos
= Faktor volume formasi minyak pada Ps
Nps
= Produksi minyak dari Pi sampai Ps
Gas yang terproduksi selama periode ini dihitung dari : Gps
= Nps Rsi……………………………………………………....( 2-101)
dimana Gps adalah produksi gas dari Pi sampai Ps.
Untuk menghitung produksi minyak dan gas total adalah : Npt = Np + Nps ………………………………………………(2-102) Gpt = Gp + Gps ………………………………………………(2-103) dimana t menunjukkan produksi total gabungan. 3. Gas Cap Drive Reservoir Pendekatan yang dapat dilakukan untuk meramalkan perilaku gas cap drive reservoir ada dua metoda, yaitu metoda dispersed gas displacement dan metoda frontal gas displacement. ● Dispersed Gas Displacement Pada metoda ini diasumsikan bahwa ekspansi gas cap terdistribusi secara merata keseluruh zona minyak. Dalam persamaan material balance : B N p Bo R p Rs ) Bo mN Bti g 1 N Bt Bti (We W p Bw ) ……….....(2 Bgi
104) yang terdapat perubahan hanya pada term gas cap,yakni sebagai berikut: :
Np Ni
Bt Bti m
Bti Bg Bgi Bgi ………………………………………………(2-105)
Bt R p Rsi Bgi
● Frontal Gas Displacement Angapan-anggapan yang digunakan pada metoda ini sesuai dengan reservoir depletion drive dan perlu ditambah : 1. Adanya gas cap mula-mula 2. Mekanisme yang terjadi adalah pendesakan secara frontal 3. Saturasi fluida merata diseluruh bagian dari zona yang terinvasi oleh gas 4. Saturasi minyak konstan pada zona yang terinvasi oleh gas
5. Tidak ada pembebasan gas atau penyusutan minyak pada zona yang terinvasi oleh gas. Berdasarkan anggapan diatas maka harga Sor di belakang front adalah konstan. Penurunan laju produksi dan tekanan reservoirnya tidak secepat pada solution gas drive. Kenaikan GOR meningkat tajam sejalan dengan pergerakan minyak ke bawah, sedangkan produksi air hampir tidak ada, juga minyak berada di dalam reservoir akan terus semakin ringan dan mengalir dengan baik. Maka unttuk reservoir jenis ini mempunyai recovery factor sekitar 20%-40% yang lebih besar jika dibandingkan dengan reservoir solution gas drive. 4. Segregation Drive Reservoir Teknik peramalan perilaku reservoir ini merupakan pengembangan dari metoda frontal gas displacement untuk gas cap drive reservoir. Adapun anggapan-anggapan yang dipakai adalah : ● Tidak ada gas yang terbebaskan pada zona yang terinvasi oleh gas ● Saturasi minyak yang tertinggal adalah konstan ● Tidak terjadi pengurasan dari zona yang terinvasi oleh gas. Pada awalnya sumur dari reservoir ini, GOR dari sumur terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat, sehingga dibutuhkan suatu program penutupan sumur tersebut. Besarnya recovery factor segregation drive reservoir dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas minyak, permeabilitas zona produktif dan dip formasi. Dalam reservoir ini perembesan air kecil dan sumur berproduksi searah dengan penurunan dip, mempunyai GOR yang lebih rendah dan recovery factor yang cukup tinggi, permeabilitas yang cukup tinggi dengan dip lapisan yang curam akan memperbesar pergerakan minyak dalam menuruni struktur lapisannya. 5. Combination Drive Reservoir Ulah kerja reservoir ini menurut E.C. Babson dikalsifikasikan menjadi dua: ● Ulah kerja Open Combination Drive Reservoir
Ulah kerja reservoir ini ditandai dengan terjadinya peningkatan ekspansi gas yang pertama kali, dimana GOR naik dan tekanan mengalami penurunan. Pada saat penurunan tekanan tertentu akan dilanjutkan dengan tahap segregation drive dan pengaruh perembesan air seringkali terjadi pada tingkat akhir dari sumur reservoir. Pembatasan dari laju produksi akan menyebabkan kenakan tekanan reservoir karena perembesan air telah melampaui fluida yang diproduksikan. ● Ulah kerja Closed Combination Drive Reservoir Ulah kerja closed combination drive reservoir adalah ekspansi gas langsung diikuti oleh segregation drivenya, GOR turun dan sumur pada struktur up-dip menghasilkan fluida yang sangat sedikit. Peranan segregation drive pada actor dip formasinya, zona permabilitas, gravity minyaknya dan laju produksi dari masing-masing sumur. Pengendalian laju produksi untuk menghasilkan segregation drive yang efektif umumnya lebih sulit bila dibandingkan dengan kasus reservoir yang hanya segregation drive sebab adanya kecenderungan pengurangan migrasi minyak kea rah down-dip. 2.5.4.2. Berdasarkan Decline Curve Peramalan metode decline curve biasanya digunakan bila data sumur sudah lengkap.Dalam metode ini data pokok yang digunakan adalah data produksi.Data laju produksi merupakan data yang paling mudah didapat karena selalu dicatat dengan teliti,sehingga cara yang paling mudah untuk peramalan adalah mencari hubungan antara laju produksi dengan waktu dan produksi kumulatif. Umumnya dikenal tiga jenis decline curve,yaitu : constant percentage decline,hyperbolic decline,dan harmonic decline. Pada constant percentage decline,penurunan produksi per satuan waktu merupakan
fraksi
laju
produksi
yang
besarnya
tetap.
Untuk
hyperbolic
decline,penurunan laju produksinya tetap.Untuk hyperbolic decline,penurunan laju produksi per satuan waktu fraksi produksi sebanding dengan qn dimana n berharga antara 0 sampai 1.Sedangkan pada harmonic decline,penurunan produksi besarnya sebanding dengan besar laju produksinya.
Penggambaran laju produksi terhadap waktu dan tergadap produksi kumulatif dapat dilakukan pada kertas grafik koordinat semi-log atau log-log. A. Constant Percentage Decline Disebut juga exponential atau geometric decline dengan ciri-ciri yaitu besarnya penurunan laju produksi per satuan waktu sebanding dengan fraksi laju produksi yang besarnya tetap.Penurunan secara constant ini dalam bentuk matematis dapat dituliskan : a
q
= - dq / dt …………………………………………………..(2-
106) dimana : a = loss ratio q = laju produksi t = waktu Dengan mengintegrasikan persamaan (2-103) akan didapatkan hasil laju produksi pada waktu t (qt) adalah : qt = qi e –t/a ..................................................................................(2-107) dimana qi
merupakan laju produksi mula-mula.Hubungan antara laju produksi
dengan waktu adalah linier pada kertas grafik semi-log. Besar produksi kumulatip ( Np ) pada jarak waktu t adalah : Np = a ( qi- qt ) ..........................................................................(2-108) Penentuan waktu produksi sampai economic limit ditentukan dengan persamaan : Np
ta = qi qa ( ln qi/qt) …………………………………………..(2109) dimana :
qa = laju produksi pada economic limit. B. Hyperbolic Decline Harga loss ratio disini menunjukkan suatu deret hitung.Hubungan laju produksi terhadap waktu adalah : d q /( dq / dt ) dt
= - b ……………………………………………(2-
110) dimana b adalah suatu konstanta positip.Pada kurva jenis ini harga laju produksi pada saat t (qt) ditentukan dengan persamaan :
qt = qi 1
bt -1/b …………………………………………….(2-111) a0
dimana a0 adalah loss ratio pada t = 0. Hubungan antara laju produksi dan produksi kumulatif ditunjukkan dengan persamaan : Np =
qiao (qi 1-b - qt 1-b) .............................................................(2-112) 1 b
C. Harmonic Decline Penurunan laju produksi per satuan waktu pada harmonic decline berbanding lurus terhadap laju produksinya sendiri.Bentuk harmonic decline merupakan bentuk khusus dari hyperbolic decline yaitu untuk harga b = 1.Bentuk matematisnya adalah sebagai berikut : q dq / dt
= - t-ao ...........................................................................(2-
113) Penentuan laju produksi pada saat t (qt) dengan menggunakan persamaan :
qt = qi 1 114)
t -1 .........................................................................(2ao
Sedangkan harga produksi kumulatip (Np) ditentukan dengan menggunakan persamaan : Np = ao qi ln (qi/qt) ......................................................................(2-115) 2.5.4.3. History Matching Salah satu tujuan dari peramalan adalah meramalkan perilaku reservoir masa datang berdasarkan perilaku reservoir masa lalu,oleh karena itu data dan persamaan yang digunakan harus sesuai dengan yang digunakan untuk perhitungan reservoir masa lalu.Dan jika belum sesuai perlu disesuaikan atau diselaraskan. Ada dua kemungkinan yang menyebabkan ketidakselarasan,yaitu kurang tepatnya persamaan data yang digunakan.Dalam peramalan ini parameter yang disesuaikan adalah tekanan dan data produksi seperti GOR,WOR.Untuk mencapai penyelarasan kedua parameter ini,maka ada beberapa parameter yang dapat diubahubah (dimodifikasi),yaitu : permeabilitas batuan,data ketebalan bersih minyak dan data permeabilitas relatif minyak-gas dan gas-minyak. Modifikasi data tersebut dapat diselesaikan secara statistik,antara lain dengan metode korelasi dan regresi.Korelasi dilakukan untuk mengetahui keterkaitan suatu variabel terhadap variabel lainnya,caranya dengan menghitung besarnya koeficien korelasi (r) dimana besarnya berkisar antara -1 dan 1 (-1
a = intercent garis regresi b = kemiringan garis Korelasi ini dapat berupa persamaan matematis maupun dalam bentuk plot,yang dituangkan dalam grafik. ● Penyelarasan Tekanan Dilakukan dengan memodifikasi data permeabilitas batuan,karena data tersebut didapatkan dari test tekanan yang merupakan data yang baik,karena pengukurannya dilakukan pada kondisi yang sebenarnya. Hubungan permeabilitas dan porositas , K = f( ),umumnya bentuk hubungan k(y) dan (x) adalah regresi exponential,yaitu : Y = abx ………………………………………………………………...(2-117) Bentuknya linier pada kertas semi log dan tidak linier pada kertas millimeter. Log Y = log a + X log b ……………………………………………….(2-118) dimana : a =
Y X X XY n X X
b =
n XY X Y n X X
………………………………….....(2-
119) …………………………………………….(2-
120) Untuk menuju ketelitian hasil dari korelasi,maka dilakukan dengan menentukan koeficient korelasi (r) yaitu : r = 121) dimana :
n XY X Y n X X n X Y
.................................................(2-
r = koeficient korelasi n = jumlah data Y = permeabilitas (perubah respon) X = porositas Sedangkan untuk mengetahui harga maksimum dan minimum perubah yang diijinkan,maka harga standart deviasi dari permeabilitas : SD
=
1 ( yi Yi ) n 1
…………………………………………..(2-
122) dimana : SD
= standart deviasi dari permeabilitas terhadap porositas
yi
= harga permeabilitas pengukuran
Yi
= harga permeabilitas hasil regresi
● Penyelarasan Parameter Produksi Parameter produksi di sini yang perlu diselaraskan adalah WOR dan GOR.Penjabarannya : 1. Penyelarasan WOR WOR didefinisikan sebagai perbandingan laju aliran air terhadap laju aliran minyak terproduksi atau dinyatakan dengan persamaan : Krw.o.Bo
WOR = Kro.w.Bw …………………………………………………..(2123) Untuk menghitung data K relative air tersebut adalah : Sw Swc n …………………………………………………..(2-124) 1 Swc
Krw = dimana :
n = kemiringan garis regresi 1 Sor Sw 1 Sor Swc
Krw =
m
……………………………………………..(2-125)
Untuk menentukan n dan m bisa dicari dengan metode korelasi dengan mencari persamaan regresi dari variabel-variabel dikorelasi.Permeabilitas relative air dan minyak dalam hubungannya dengan Sw,Swc,dan Sor adalah regresi linier : Y = a + bX …………………………………………………………….(2-126) Bila persamaan dilog-kan,maka : Y = aXb ..................................................................................................(2-127) Dengan mengubah harga Krw dan Kro yaitu dengan mengubah harga n dan m pada harga Sw tertentu maka WOR dapat diselaraskan. 2. Penyelarasan GOR GOR didefinisikan sebagai perbandingan laju aliran gas terhadap laju aliran minyak yang terproduksi atau dinyatakan dengan persamaan : Krg .o
GOR = Rs + Krg .g ............................................................................(2128) Korelasi empiris dari Kro dan Krg : Krg = SDn(2-SD) ....................................................................................(2-129) Kro = (1-SD)m.........................................................................................(2-130) dimana : SD =
Sg (1 Swc Sor )
............................................................................(2-
131) n dan m = slope garis regresi,konstanta Besarnya harga n dan m dapat ditentukan dengan regresi linier dari hubungan persamaan berikut :
Y = a + bX …………………………………………………………….(2-132) Log Y = log a + b log X …………………………………………………...(2-133) Y = a Xb ……………………………………………………………….(2-134)
BAB III PENGENALAN METODE PRODUKSI ARTIFICIAL LIFT 3.1. Metoda Produksi Pengangkatan Buatan ( Artificial Lift ) Selama berlangsungnya produksi tekanan reservoir akan mengalami penurunan. Bila pada suatu saat tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi untuk mengalirkan minyak sampai permukaan atau laju aliran yang dihasilkan sudah sangat tidak ekonomis lagi, maka untuk mengangkat minyak dari dasar sumur digunakan cara yang disebut pengangkatan buatan atau artificial lift. Untuk memilih salah satu metoda artificial lift yang tepat untuk suatu sumur ada beberapa faktor yang mempengaruhi pemilihan metoda artificial lift. Adapun faktor yang perlu diperhatikan dalam memilih metoda artificial lift, antara lain : 1. Inflow Performance Konsep aliran fluida masuk ke dalam lubang sumur atau Inflow Performance merupakan ulah kerja sumur yang tergantung aliran dari reservoir menuju ke lubang sumur. Inflow Performance dikontrol oleh karakteristik reservoir seperti tekanan reservoir, produktivitas dan karakteristik fluida. Inflow Performance sumur biasanya diperlihatkan dalam bentuk produktivitas formasi yaitu besarnya barrel minyak atau fluida dari sumur yang dapat diproduksikan pada tekanan reservoirnya. Salah satu bentuk produktivitas formasi dapat diperkirakan dengan
perhitungan Productivity Index (PI). Productivity Index di sini hanya merupakan gambaran secara kualitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi pada suatu kondisi tertentu. Untuk melihat kelakuan sumur berproduksi, maka harga PI dinyatakan secara grafis, yaitu grafik yang menunjukan hubungan antara tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan laju produksi. Grafik tersebut adalah Inflow Performance Relantionship (IPR). Dimana dalam pemilihan metode untuk gas lift harus memperhatikan Produktivity Indeks (PI) dari sumur tersebut yang merupakan salah satu persyaratan bahwa untuk continuous flow digunakan pada sumur yang mempunyai PI tinggi (> 0.5 B/D/psi) dan P s tinggi relatif terhadap kedalaman sumur sedangkan untuk intermittent flow gas lift digunakan pada sumur yang mempunyai PI rendah (< 0.5 B/D/psi) dan Ps rendah. 2. Laju Produksi Total laju produksi liquid yang dihasilkan adalah kontrol dalam pemilihan metoda pengangkatan. Laju produksi yang tinggi akan dibutuhkan pengangkatan gas lift dan ESP. Yang penting di sini adalah kondisi reservoir itu sendiri, yaitu tekanan yang mengontrol besarnya laju produksi liquid. Batasan besar laju produksi dalam pemilihan metoda artificial lift adalah : a. Bila laju produksi > 20,000 B/D, maka metoda artificial lift yang cocok digunakan adalah gas lift atau ESP b. Bila laju produksi antara 2,000 – 10,000 B/D dapat menggunakan semua metoda artificial lift kecuali Rod Pump c. Bila laju produksi antara 100 – 1,000 B/D dapat menggunakan semua metoda artificial lift d. Bila laju produksi < 100 B/D, yang digunakan adalah semua metoda artificial lift, kecuali ESP 3. Water Cut Water cut secara langsung mempengaruhi laju produksi total. Water cut yang tinggi mempengaruhi inflow performance yang sesungguhnya. Air juga
menghasilkan penambahan kehilangan tekanan di dalam tubing, akibatnya densitasnya yang lebih besar dari minyak sehingga akan membutuhkan tekanan yang lebih besar untuk mengangkatnya ke permukaan. Menurut Kermit E. Brown yang paling cocok dengan kondisi seperti ini adalah pengangkatan dengan menggunakan ESP. 4. Gas Liquid Ratio (GLR) GLR mempengaruhi pemilihan metoda artificial lift, terutama desain dari mekanisme pengangkatan. Semua metoda pengangkatan mengalami penurunan effisiensi dengan bertambahnya GLR, sampai dengan 2,000 scf/bbl dapat ditangani oleh semua metoda pengangkatan. Sucker rod memiliki effisiensi kirakira 40 % bila GLR di atas 2,000 scf/bbl. Pada 2,000 – 5,000 scf/bbl, intermittent flow gas lift lebih effisien digunakan karena gas keluar sejalan dengan perputaran gas (injeksi gas). Pada continuous flow gas lift penambahan gas akan menurunkan tekanan alir dasar sumur (Pwf) sehingga menghasilkan effisiensi pengangkatan yang kecil, karena banyaknya gas dalam kolom akan dapat mengakibatkan adanya back pressure karena besarnya Pwf tidak dapat mengatasi kehilangan tekanan. Bagaimanapun GLR yang tinggi akan menjadi problem bagi metoda pengangkatan buatan. 5. Kedalaman Lubang Bor Batasan penggunaan metoda artificial lift terhadap kedalaman lubang bor adalah sebagai berikut : a. Bila kedalaman sumur > 12,000 ft, maka metoda artificial lift yang dapat digunakan hanya Hydraulic Pump. b. Bila kedalamannya 10,000 ft – 12,000 ft, maka yang digunakan adalah semua metoda artificial lift, kecuali ESP karena adanya batasan temperatur. c. Bila kedalamannya < 8,000 ft, maka semua metoda artificial lift dapat digunakan. 6. Ukuran Casing dan Tubing
Ukuran casing di sini untuk membatasi ukuran tubing. Semua metoda artificial lift dapat menggunakan tubing 4,5 dan 5,5 in. Pada metoda gas lift dengan menggunakan continous flow, tubing 2 in dapat digunakan untuk laju produksi < 1,000 B/D, sedangkan untuk laju produksi > 5,000 B/D menggunakan casing > 7 in dan tubing > 3,5 in. Pada dasarnya semakin kecil ukuran casing semakin kecil pula laju produksi yang dihasilkan. Pipa yang berukuran terlalu kecil akan mengakibatkan friction loss yang besar dan mengakibatkan pengurangan effisiensi volumetric dari gas lift dan ESP. 7. Tipe Komplesi Desain artificial lift juga tergantung tipe komplesi, apakah open hole atau menggunakan interval perforasi. Pertimbangan utama adalah inflow performance. Pada open hole, caving dan problem pasir dapat mengurangi inflow performance. Pada interval perforasi, penyumbatan lubang perforasi menurunkan inflow performance. Dipertimbangkan juga untuk dual atau triple tubing completion, selain itu dilihat kondisi lapangan. Sebagai contoh apakah tersedia gas atau tidak apabila nantinya metoda artificial lift yang akan dipasang adalah gas lift, bila ada maka tubing dikomplesi dengan menambah side pocket mandrel sebagai tempat valve gas lift. Bila tidak ada gas, bisa juga menggunakan compressor, tetapi harga sebuah compressor sangat mahal sehingga perlu diperhitungkan secara matang pemilihan metoda artificial lift yang akan digunakan. 8. Karakteristik Fluida Reservoir Karakteristik fluida reservoir yang mempengaruhi cara produksi yaitu viscositas, dan Faktor Volume Formasi. Karakteristik ini akan dapat mempengaruhi lolosnya minyak dengan metoda pengangkatan buatan. a. Viscositas Untuk viscositas minyak yang tinggi biasanya sewaktu diproduksi ikut membawa pasir atau padatan lainya, sehingga apabila digunakan plunger fits (rongga antara plunger dan core barrel) yang kecil maka plunger akan cepat
aus. Untuk itu apabila viscositas minyak tinggi maka sebaiknya digunakan plunger fits yang besar sehingga effisiensi pompa akan tinggi. b. Faktor Volume Formasi Faktor Volume Formasi (FVF) menggambarkan angka barrel dari fluida yang diangkat, yang disesuaikan dengan kondisi di permukaan. Faktor ini harus dipertimbangkan untuk semua metoda pengangkatan. Perlu diingat bahwa FVF yang tinggi atau rendah tidak menunjukan performance
yang
lebih
baik
dalam
perbandingan
antara
metoda
pengangkatan. 9. Temperatur di dalam sumur Temperatur seperti juga tekanan, semakin dalam temperatur semakin besar. Sebuah katub gas lift yang telah diset tekanan buka/tutupnya di permukaan (work shop) tekanan settingnya akan berubah pada saat katub tersebut dipasang di dalam sumur selama katub tersebut dioperasikan. Dengan demikian tekanan setting katub tersebut harus diperhitungkan terhadap temperatur di titik kedalaman di mana katub tersebut akan dipasang.Untuk memperoleh gambaran temperatur pada setiap titik kedalaman di dalam sumur yang di teliti, survey mengenai temperatur sangat disarankan, tetapi apabila hal ini tidak dilaksanakan karena berbagai alasan seperti waktu dan biaya maka dilakukan pendekatan berikut. Mengambil data temperatur dari hasil test produksi pada saat sumur pertama dibor (pressure build-up test), kemudian mengambil data temperatur di permukaan selama sumur tersebut dioperasikan. Menarik garis dari kedua titik tersebur maka akan diperoleh distribusi temperatur pada setiap kedalaman di dalam sumur. Batasan temperatur untuk metoda artificial lift adalah : 1. Sucker Rod Pump sangat bagus pada temperatur 550 oF
2. ESP terbatas pada temperatur < 250 oF untuk standar dan < 350 oF untuk ESP dengan special motor dan kabel. 3. Hydraulic Pump dapat beroperasi pada temperatur 300 oF untuk standar material dan 500 oF untuk special material. 4. Maksimum temperatur untuk gas lift adalah 350 oF 10. Mekanisme Pendorong a. Depletion Drive Reservoir Ketika tekanan reservoir turun, liquid akan mengalir dengan fluida terangkat ke atas permukaan dengan bantuan gas yang terlarut. Tidak adanya aquifer atau fluida injeksi untuk membantu mengekspansi fluida (menambah bantuan tenaga pendorong) menjadikan recovery rendah. Pada mula-mulanya metoda artificial lift tidak digunakan pada sumur masih flowing, jika ingin dipasang metoda artificial lift setelah komplesi sumur, maka pertimbangan desain harus sudah disiapkan. Produksi yang semakin rendah dengan semakin bertambahnya
waktu
produksi
adalah
karakteristik
depletion
drive,
ditunjukkan dengan penurunan tekanan reservoir yang cepat dan diikuti dengan turunnya laju produksi. Pertimbangan hal ini dapat menentukan metoda artificial lift yang akan digunakan. Dengan adanya gas, maka metoda gas lift yang paling dipertimbangkan. b. Water Drive Reservoir Water influx atau injeksi air menyebabkan fluida reservoir bergerak/pindah ke lubang bor. Dari adanya water infux ini diharapkan recovery lebih besar dari depletion drive dan water cut yang semakin besar, water cut yang tinggi ditambah dengan optimum pengangkatan yang besar dibandingkan dengan semua mekanisme pendorong yang ada, maka metoda artificial lift yang akan digunakan dapat diseleksi sesuai dengan keadaan tersebut. c. Gas Cap Drive Reservoir
Pada reservoir dua fasa, fasa gas berasal dari gas cap dan liquid berasal dari oil zone. Perpindahan minyak dari formasi ke lubang bor adalah dari ekspansi gas cap. Perubahan GOR terhadap produksi mempengaruhi pemilihan metoda artificial lift yang akan digunakan. Dengan adanya gas, maka metoda gas lift lebih diperhitungkan karena metoda gas lift paling toleransi terhadap gas. 11. Kondisi Permukaan Ada beberapa faktor di permukaan yang dapat mempengaruhi dalam pemilihan cara produksi, seperti fasilitas permukaan (peralatan), tempat dan penyediaan sumber tenaga (power source) untuk pengangkatan buatan. Fasilitas peralatan di permukaan akibat adanya surface choke, flow line dan separator yang secara langsung dapat mempengaruhi pengangkatan fluida reservoir ke permukaan. Peralatan di permukaan ini dapat mempengaruhi kehilangan
tekanan
sehingga
dalam
memilih
metoda
produksi
selalu
berhubungan dengan tekanan di permukaan, hal ini dapat terlihat pada perencanaan metoda produksi dimana akan selalu memperhitungkan bean (choke) performance dan horizontal flow. Pada suatu lapangan minyak lepas pantai (offshore) ada hal yang perlu dipertimbangkan, karena pada offshore mempunyai tempat yang terbatas dan merupakan daerah yang sering menimbulkan korosi. Pada umumnya cara yang digunakan adalah metoda produksi yang prinsipnya mempunyai sedikit peralatan yang ada di permukaan, dan biasanya digunakan untuk kondisi lubang sumur yang miring. Yang dimaksud dengan sedikit peralatan di permukaan adalah termasuk peralatan distribusi pipa, peralatan untuk penyediaan sumber tenaga atau power source. Sedangkan untuk lapangan minyak di darat biasanya problem (kesulitan) ini pengaruhnya kecil, kecuali pada daerah khusus seperti adanya daerah terpencil dan banyak H2S. 12. Problem Operasi Produksi
Problem operasi yang sering dijumpai dalam memproduksikan suatu sumur yaitu problem pasir, paraffin, scale, korosi, BHT dan iklim. a. Kepasiran Untuk problem pasir (unconsolidated) dimana dengan adanya aliran produksi maka pasir-pasir tersebut akan terikut aliran. Apabila digunakan metoda pompa maka pasir-pasir ini akan mengakibatkan goresan-goresan yang tajam pada plunger pompa sehingga akan mengakibatkan kerusakan dan effisiensi pompa menurun. b. Paraffin Untuk minyak jenis paraffin dimana titik tuangnya adalah tinggi maka dengan adanya penurunan temperatur sepanjang aliran akan mengakibatkan minyak tersebut membeku, sehingga akan dapat menyumbat aliran minyak di dalam pipa. Jika penyumbatan terjadi di tubing string, wellhead atau flowline akan menyebabkan back pressure sehingga akan mengurangi effisiensi, maka pembersihan dan pencegahan sangat dibutuhkan. Sucker rod pumping lebih menguntungkan daripada metoda yang lain karena rods akan terus-menerus membersihkan paraffin (scraping action). High-temperature fluids dan inhibitor dapat disirkulasikan pada hydraulic system. Plunger menjalankan secara otomatis paraffin scrapers (pembersihan paraffin). c.
Scale Adanya air yang terproduksi dapat mengakibatkan terjadinya endapan (scale)
dan korosi. Scale adalah senyawa dalam bentuk padatan sebagai hasil reaksi antara ion-ion tertentu yang terjadi dalam suatu sistem larutan. Pada prinsipnya scale akan terjadi apabila air mengandung ion-ion yang mampu membentuk senyawa yang kelarutannya terbatas atau terjadi perubahan kondisi atau komposisi air yang bisa memperkecil larutan senyawa. Senyawa tersebut bisa membentuk sistem suspensi dengan air dan akan membentuk sumbatan-sumbatan pada beberapa tempat, atau senyawa itu bisa melekat pada pipa. Macam-macam scale yang berat adalah senyawa CaSO4, BaSO4 dan senyawa Fe. Keban
yakan scale yang mengandung Fe adalah hasil korosi. Pengendapan scale akan mengurangi ID dari tubing sehingga akan mengurangi effisiensi. Pencegahannya dengan bahan kimia additive dapat memberikan umur pompa yang lebih panjang dan dapat memelihara tubing. Plungers akan menjaga tubing tetap bersih. d. Korosi Korosi dapat disebabkan oleh electrolysis antara tipe metal yang berbeda, H2S atau CO2 yang terkandung dalam fluida produksi, salinitas yang tinggi atau saturasi air asin atau proses oksidasi dari metal. Kasus gas lift dengan corrosive gas dapat diatasi dengan menginjeksikan gas dehydrated. e. Iklim Kondisi iklim permukaan yang sangat berbeda akan mempengaruhi pemilihan peralatan pengangkatan. Iklim yang sangat panas menyebabkan masalah kelebihan panas pada peralatan permukaan dan fasilitas pendingin harus disediakan. Iklim yang sangat dingin menyebabkan masalah pembekuan untuk bahan bakar sehingga isolasi dan pemanasan sangat dibutuhkan. Juga untuk daerah yang mempunyai angin kencang dapat menyebakan kerusakan pada permukaan dan debu atau kabut dapat menyebabkan masalah operasional. 13. Ekonomi Dalam pemilihan metoda produksi hendaknya perlu dipertimbangkan faktor ekonomi yang menyangkut nilai ekonomis dari penggunaan metoda produksi yang akan digunakan, baik secara konvensional maupun mekanik serta bahan dan peralatan pendukungnya. Hal ini penting karena menyangkut banyaknya biaya yang akan dikeluarkan untuk mengusahakan pengangkatan buatan pada sumur yang sudah tidak dapat mengalirkan minyak secara alamiah, sehingga penekanan biaya perlu diperhitungkan agar didapatkan hasil yang diharapkan. Adapun hasil yang diharapkan adalah dapat memperoleh minyak seoptimal mungkin dengan biaya artificial lift yang rendah. Oleh karena itu ada faktor-faktor yang perlu diperhatikan agar dapat menyesuaikan penggunaan metoda produksi yang tepat
pada sumur yang akan dilakukan artificial lift. Faktor-faktor yang perlu diperhatikan tersebut adalah : 1. Initial capital investment 2. Biaya operasi per bulan atau indicator pemasukan 3. Umur peralatan 4. Banyak sumur yang akan digunakan metoda artificial lift 5. Tersedianya cadangan peralatan 6. Umur sumur Ada beberapa metoda dalam artificial lift ini, diantaranya adalah gas lift, pompa sucker rod dan pompa reda (ESP). 3.1.1. Gas Lift 3.1.1.1. Prinsip Kerja Gas Lift Ditinjau dari cara penginjeksian gasnya ke dalam sumur, injeksi gas dapat dibedakan menjadi dua cara, yaitu : 1. Continous Gas Lift, dimana gas diinjeksi secara terus-menerus ke dalam annulus dan melalui valve yang dipasang pada tubing, gas masuk ke dalam tubing tersebut. 2. Intermittent Gas Lift, dimana gas hanya diinjeksikan pada setiap selang waktu tertentu sehingga injeksi gas merupakan suatu siklus injeksi. Tabel III-1 Kriteria Penentuan Sistem Injeksi PI
BHP
Sistem Injeksi
Tinggi
Tinggi
Continous
Tinggi
Rendah
Intermittent
Rendah
Tinggi
Intermittent
Rendah
Rendah
Intermittent
Keterangan Tabel III-1 : a) PI tinggi bila harganya lebih besar dari 0,5 bpd/psi. b) PI rendah bila harganya lebih kecil dari 0,5 bpd/psi. c) BHP tinggi bila dapat mengangkat kolom cairan minimum 70 % dari kedalaman sumur. d) BHP rendah bila kolom cairan yang terangkat kurang dari 70 % atau minimum 40 % dari kedalaman sumur. Pertimbangan utama yang digunakan dalam menentukan cara penginjeksian gas di atas didasarkan pada tekanan dasar sumur (BHP) dan Productivity Index (PI). Tabel III-1 menunjukkan kriteria dalam menentukan cara atau sistem injeksi. 1. Continous Gas Lift Continuos Gas Lift merupakan proses pengangkatan fluida dari suatu sumur dengan cara menginjeksikan gas yang bertekanan relatif lebih tinggi secara terus menerus kedalam tubing dengan maksud untuk meringankan kolom cairan yang ada didalam tubing. Karena penginjeksian dilakukan secara kontinyu, maka memerlukan kesetimbangan aliran minyak dari formasi kedalam lubang sumur dengan rete yang cukup tinggi. Gambar 3.1 menunjukkan suatu operasi dari continuous gas lift. Apabila dapat diperkirakan besarnya gradien tekanan aliran rata-rata dibawah dan diatas titik injeksi, maka Pwf dapat dihitung dengan persamaan : Pwf = Pt + Gfa L + Gfb (D-L)......... .........................................................(3.1) dimana : Pwf
= Tekanan alir dasar sumur, psi
Pwh
= Tekanan pada Well Head, psi
Gfa
= Gradien tekanan rata-rata di atas titik injeksi, psi/ft
Gfb
= Gradien tekanan rata-rata di bawah titik injeksi, psi/ft
L
= Kedalaman titik injeksi, ft
D
= Kedalaman sumur total, ft
Gambar 3.1. Mekanisme Operasi Continous Gas Lift Dengan demikian dasar dari perencanaan gas lift adalah menetukan P wf yang diperlukan supaya sumur dapat berproduksi dengan rate yang diinginkan, yaitu dengan cara menginjeksikan gas pada kedalaman tertentu di dalam tubing. Sesuai dengan fungsinya, katup-katup gas lift terdiri dari : 1. Katup Unloading, yaitu sebagai jalan masuk dari annulus ke tubing, untuk mendorong cairan yang semula digunakan untuk mematikan sumur. 2. Katup Operasi, yaitu sebagai jalan masuk gas dari annulus ke tubing untuk mendorong fluida reservoir ke permukaan. 3. Katup Tambahan, yaitu sebagai katup operasi jika Ps turun. Pada tahap pertama, injeksi gas akan mengaktifkan katup-katup unloading sehingga cairan untuk mematikan sumur akan terangkat ke permukaan dan level cairan dalam annulus turun. Kemudian katup unloading secara bergantian bekerja dan level cairan dalam annulus akan mencapai katup operasi. Gas injeksi akan masuk ke dalam tubing secara kontinyu jika tekanan injeksi gas dalam annulus lebih besar dari tekanan aliran dalam tubing. Oleh karena itu letak katup operasi ditempatkan pada kedalaman sehingga tekanan alir dalam tubing lebih kecil dari tekanan injeksi gas di annulus. Penempatan katup operasi ini ditentukan dari titik keseimbangan, yaitu titik dimana tekanan aliran di dalam tubing sama dengan tekanan injeksi gas di annulus, setelah dikurangi dengan tekanan differensial 100 psi. Dengan masuknya gas injeksi melalui katup operasi maka perbandingan gas cairan di atas titik injeksi akan lebih besar daripada perbandingan gas cairan di bawah titik injeksi. Dengan demikian dasar perencanaan gas lift adalah penentuan
Pwf yang diperlukan agar sumur dapat berproduksi dengan rate yang diinginkan, yaitu dengan cara menginjeksikan gas pada kedalaman tertentu di dalam tubing. Diagram tekanan kedalaman seperti terlihat pada Gambar 3.2. memberikan gambaran yang lebih jelas mengenai continous gas lift dan merupakan dasar perencanaan. Umumnya perencanaan continous gas lift bertolak dari laju produksi yang diinginkan. Apabila indeks produktivitasnya dan tekanan statik terbaru diketahui, maka tekanan alir dalam sumur yang sesuai dengan laju produksi yang diinjeksikan dapat dihitung. Apabila perbandingan gas cairan dari formasi diketahui, maka kurva gradien tekanan aliran mulai dari dasar sumur dapat digambarkan. Berdasarkan tekanan injeksi gas yang tersedia, garis gradien gas dalam annulus dapat digambarkan dan titik keseimbangan antara tekanan gas dalam annulus dengan tekanan alir dalam tubing dapat ditentukan. Kemudian letak katup operasi dapat pula ditentukan pada kedalaman yang mempunyai tekanan alir dalam tubing 100 psi lebih kecil dari tekanan injeksi gas. Apabila tekanan alir di kepala sumur tertentu, maka perlu diinjeksikan sejumlah gas tertentu, sehingga memberikan perbandingan gas cairan titik injeksi yang tepat dan menghasilkan gradien aliran di atas titik injeksi yang diinginkan. Gradien aliran harus menghasilkan penurunan tekanan sedemikian rupa sehingga tekanan aliran di permukaan sama dengan tekanan di kepala sumur. Berdasarkan perbandingan gas cairan yang diperoleh tersebut serta GLRf, maka jumlah gas yang diinjeksikan dapat dihitung.
Gambar 3.2.Ilustrasi Sumur Dengan Laju Aliran Yang Kontinyu
Pada keadaan sebenarnya, pressure traverse yang digunakan tidak selalu tepat dengan hasil pengukuran gradien aliran di dalam sumur. Kesalahan dapat berkisar antara 10 – 20 %. Dengan demikian akan terjadi pula kesalahan dalam menempatkan katup operasi. Untuk mengatasi kesalahan ini perlu ditambah katup-katup pada selang di atas dan di bawah katup operasi. Selang ini disebut dengan Bracketing Envelope. Perencanaan continous gas lift meliputi : 1. Penentuan titik injeksi. 2. Penentuan jumlah gas injeksi. 3. Penentuan kedalaman katup-katup sembur buatan 2. Intermittent Gas Lift Proses pengangkatan cairan pada intermittent gas lift berbeda dengan continous gas lift. Pada continous gas lift, kolom cairan dicampur dengan gas injeksi untuk mengurangi gradien kolom cairan sehingga tekanan aliran di dalam
tubing turun. Sedangkan pada intermittent gas lift, gas diinjeksikan dengan tekanan tinggi (lebih besar dari tekanan kolom cairan), sehingga cairan terangkat akibat pengembangan dan pendorongan gas injeksi, seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.2 Kelakuan tekanan dasar sumur selama proses tersebut ditunjukkan dalam Gambar 3.3 Intermittent gas lift merupakan proses yang berulang dan dapat dibagi dalam tiga periode (seperti yang terlihat dalam Gambar 3.3), yaitu : 1. Periode Aliran Masuk Ditunjukkan oleh gambar distribusi tekanan dari awal sampai titik A. selama periode ini cairan mengalir dari reservoir masuk ke dalam lubang sumur dan terkumpul dalam tubing di atas katup (valve) operasi. Selama periode ini valve dalam keadaan tertutup. Kenaikan tekanan yang ditunjukkan dalam kurva diakibatkan oleh bertambahnya cairan yang masuk ke dalam tubing. 2. Periode Pengangkatan Ditunjukkan oleh kurva mulai dari titik A sampai titik D. Bila cairan yang terkumpul dalam tubing sudah cukup, valve akan terbuka dan gas yang bertekanan tinggi masuk ke dalam tubing untuk mengangkat slug cairan ke permukaan. Dari kurva tersebut terlihat pada saat valve terbuka terjadi kenaikan tekanan dalam tubing yang tajam sehingga mencapai maksimum (kurva BC) kemudian turun (kurva CD). Turunnya tekanan ini disebabkan oleh penurunan tekanan dalam casing dan pengembangan gas dalam tubing. 3. Periode Penurunan Tekanan Ditunjukkan oleh kurva DE dimana setelah valve tertutup slug terangkat ke permukaan, maka pengaruh tekanan injeksi hilang. Pada kurva terlihat bahwa penurunan tekanan sedikit demi sedikit dan hal ini disebabkan oleh cairan yang tidak ikut terangkat ke permukaan jatuh kembali ke dasar sumur sehingga menimbulkan tekanan balik. Tekanan tubing mencapai minimum pada titik E, kemudian proses berulang ke inflow performance (periode aliran masuk).
Gambar 3.3. Siklus Operasi Intermittent Gas Lift
Gambar 3.4. Grafik Tekanan Dasar Sumur Pada Proses Intermittent Gas Lift 3.1.1.2. Peralatan Gas Lift Peralatan gas lift dapat dibagi dalam dua kelompok, yaitu peralatan di atas permukaan dan peralatan di bawah permukaan. A. Peralatan Di Atas Permukaan Yang dimaksud dengan peralatan di atas permukaan adalah semua peralatan yang diperlukan untuk proses injeksi gas ke dalam sumur yang terletak di permukaan. Peralatan-peralatan tersebut meliputi : a. Well Head dan Gas Lift Christmas Tree Well head bukan merupakan alat khusus pada operasi gas lift, tetapi digunakan pada metode sembur alam. Alat ini berfungsi sebagai tempat menggantungkan casing dan tubing serta merupakan tempat dudukan christmas tree. Sedangkan Christmas tree sendiri berfungsi untuk mengatur laju produksi dan menjaga tekanan reservoir. Gas lift X-mastree dipakai untuk sumur-sumur gas lift yang dalam dan produksi hariannya cukup besar. b. Stasiun Kompressor
Alat ini berfungsi untuk menaikkan tekanan gas injeksi sesuai dengan keperluan. Di dalam stasiun kompressor terdapat beberapa buah kompressor yang dihubungkan dengan manifold. Dari stasiun kompressor ini gas bertekanan tinggi dikirimkan ke sumur-sumur melalui stasiun distribusi. c. Stasiun Distribusi Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompressor ke sumur terdapat beberapa macam cara, yaitu : a) Stasiun Distribusi Langsung Pada sistem ini gas dari kompressor disalurkan langsung ke sumur produksi. Sistem ini mempunyai kelemahan yaitu bila kebutuhan gas untuk masingmasing sumur tidak sama sehingga injeksi tidak efisien. b) Stasiun Distribusi dengan Pipa Induk Sistem ini lebih ekonomis karena panjang pipa dapat diperpendek. Tetapi karena sumur yang satu berhubungan dengan sumur yang lain maka apabila salah satu sumur sedang dilakukan injeksi gas, sumur yang lain bisa terpengaruh. c) Stasiun Distribusi dengan Stasiun Distribusi Stasiun ini sangat efektif sehingga sering digunakan. Gas dikirim dari stasiun pusat kompressor ke stasiun distribusi kemudian dibagi ke sumur-sumur dengan menggunakan pipa. d. Alat-alat Kontrol Beberapa jenis alat kontrol yang digunakan pada operasi gas lift adalah : a) Choke Control dan Regulator Choke control adalah alat yang digunakan untuk mengatur jumlah gas injeksi sehingga dalam waktu tertentu (saat valve terbuka) gas tersebut dapat mencapai suatu harga tekanan yang dibutuhkan. Choke control ini dirangkai
dengan regulator yang berfungsi untuk membatasi jumlah gas injeksi yang dibutuhkan. Bila gas injeksi telah cukup maka regulator akan menutup. b) Time Cycle Control Time Cycle Control adalah alat yang berfungsi untuk mengontrol laju aliran gas injeksi dalam intermittent gas lift untuk interval waktu tertentu. Time cycle control dapat diatur sesuai dengan yang diinginkan. B. Peralatan Di Bawah Permukaan Peralatan di bawah permukaan untuk operasi gas lift adalah valve (katup) gas lift. Valve-valve ini dipasang pada tubing dan berfungsi untuk : a. Mengosongkan sumur dari fluida workover atau kill fluid supaya fluida dapat mencapai titik optimum di dalam tubing. b. Mengatur aliran injeksi gas ke dalam tubing, baik pada proses unloading (pengosongan sumur) maupun pada proses pengangkatan fluida. a. Jenis-jenis Valve Gas Lift Berdasarkan macam tekanan (tekanan casing atau tekanan tubing) yang berpengaruh terhadap operasi valve, maka valve gas lift dapat dibagi dalam tiga kelompok, yaitu : 1. Casing Pressure Operating Valve Valve ini bekerja karena tekanan casing dan biasanya disebut pressure valve valve ini dalam posisi tertutup sensitif (50 – 100 %) terhadap tekanan casing dan 100 % terhadap tekanan casing dalam keadaan terbuka. Ini berarti untuk membuka valve diperlukan kenaikan tekanan dalam casing dan untuk menutup valve diperlukan adanya penurunan tekanan dalam casing. Gambar 3.5 menunjukkan skematis dari pressure valve. 2. Fluid Operated Valve Valve ini bekerja karena tekanan fluida dalam tubing. Dalam posisi tertutup valve ini (50 – 100 %) sensitif terhadap tekanan dalam tubing dan dalam posisi
terbuka 100 % sensitif terhadap tekanan dalam tubing. Ini berarti valve akan membuka apabila tekanan dalam tubing naik dan valve akan menutup bila tekanan dalam tubing menurun. Operasi valve ini dapat dilihat dalam Gambar 3.6 3. Thortling Pressure Valve (Valve Kontinyu) Valve ini disebut dengan valve yang proposional atau valve aliran kontinyu. Dalam posisi tertutup valve ini sama dengan pressure valve, tetapi apabila dalam posisi terbuka, valve ini sensitif terhadap tekanan dalam tubing. Berarti untuk membuka valve diperlukan tekanan dalam casing dan untuk menutup valve diperlukan penurunan tekanan dalam tubing atau casing. Gambar 3.7 menunjukkan skema valve gas lift aliran kontinyu.
Gambar 3.5 Skematis Pressure Valve
Gambar 3.6 Fluid Operating Valved
Gambar 3.7 Skema Thortling Pressure Valve
3.1.1.3. Perencanaan Gas Lift 1. Perencanaan dan Perhitungan Continous Gas Lift Perencanaan instalasi gas lift bertujuan untuk mendapatkan hasil yang maksimal dari perolehan minyak. Adapun metoda yang digunakan adalah metoda grafis berdasarkan pressure traverse dan gradien tekanan gas di annulus. A. Penentuan Titik Injeksi Langkah kerja penentuan titik injeksi : 1. Menyiapkan data penunjang : a) Kedalaman sumur (D) b) Ukuran tubing (dt) dan selubung (dc) c) Laju produksi cairan yang diinginkan (qL) d) Kadar air (KA) e) Perbandingan gas cairan sebelum instalasi sembur buatan di pasang f) Tekanan statik (Ps) g) PI untuk aliran satu fasa atau kurva IPR untuk aliran dua fasa h) Tekanan kepala sumur (Pwh) i) Tekanan injeksi gas (Pso) j) Temperatur dasar sumur (TD), temperatur di permukaan (Ts) dan gradien geothermal (Gt) k) API minyak, spesifik gravity air (w), spesifik gravity gas injeksi (gi) 2. Menyiapkan kertas transparan Membuat sumbu kartesian berskala yang sesuai dengan skala pressure traverse. Menggambarkan tekanan pada sumbu datar dan kedalaman pada sumbu tegak dengan titik asal (nol) di sudut kiri kertas.
3. Menghitung tekanan alir dasar sumur berdasarkan laju alir yang diinginkan (qL) dengan menggunakan persamaan : - Untuk aliran satu fasa Pwf Ps
qL .............................................................................................(3.2) PI
- Untuk aliran dua fasa (persamaan Vogel) Pwf 0.125Ps ( 1
81 80(q L /q max )
........................................................
(3.3) 4. Memplot titik (Pwh,D) 5. Memilih pressure traverse yang sesuai berdasarkan qL, kadar air, dan diameter tubing yang digunakan. 6. Memilih garis gradien aliran yang sesuai dengan GLRf. Seringkali harga GLRf tidak terdapat pada pressure traverse, sehingga perlu diinterpolasi. 7. Menentukan kedalaman eqivalen Pwf pada kurva langkah 6. 8. Meletakkan kertas transparan di atas kertas pressure traverse yang dipilih dengan titik (Pwf,D) tepat di atas Pwf langkah 7. 9. Menjiplak kurva pilihan di langkah 6 pada kertas transparan. 10. Menentukan gradien tekanan gas (Ggi) dengan berdasarkan spesifik gravity gas injeksi dan tekanan injeksi gas (Pso). Memperhatikan faktor koreksi. 11. Memplot Pso di kedalaman nol pada kertas transparan. 12. Menghitung tekanan gas pada kedalaman X ft, (Px) menurut persamaan : Px = Pso + X Ggi ..........................................................................................(3.4) 13. Memplot titik (Px, X). 14. Menghubungkan titik (Pso,0) dengan titik (Px,X) sampai memotong kurva langkah 9.
15. Titik injeksi ditentukan dengan menelusuri kurva pada langkah 9 ke atas dimulai dari titik potong langkah 14 sejarak 50 – 150 psi. titik injeksi berkoordinat (Pi,Di) B. Penentuan Jumlah Gas Injeksi Langkah kerja penentuan jumlah gas injeksi adalah sebagai berikut : 1. Memplot titik (Pwh,0). 2. Menghitung jumlah gas injeksi, yaitu : Qgi = ql (GLRt - GLRf )..............................................................................(3.5) 3. Mengkoreksi harga Qgi pada temperatur titik injeksi, yaitu ; a. Menentukan temperatur di titik injeksi : Tpoi = (Ts + Gt Di) + 4600 ........................................................................(3-6) b. Menghitung faktor koreksi : Corr = 0.0054
γgiTpoi
............................................................................(3.7)
c. Volume gas injeksi terkoreksi adalah sebesar : Qgicorr = Qgi Corr ....................................................................................(3.8) C. Penentuan Kedalaman Katup-katup Sembur Buatan Langkah kerja penentuan kedalaman katup-katup adalah sebagai berikut : 1. Siapkan data dan grafik penunjang : a. Kertas transparan hasil penentuan titik injeksi dan jumlah gas injeksi. b. Tekanan differential (Pd). c. Tekanan kick off (Pko). d. Gradien statik fluida dalam sumur (Gs). e. Kesalahan korelasi pressure traverse terhadap hasil pembuatan pressure traverse di lapangan setempat, besarnya antara 10 – 20 %. 2. Menghitung jarak katup maksimum di sekitar titik injeksi menurut persamaan
Dv
Pd ...................................................................................................... Gs
(3.9) 3. Menggambarkan garis perencanaan tekanan tubing dengan tubing line sebagai berikut : a.Menghitung : P1 = Pwf + 0.20 Pso P2 = Pwf + 200 ........................................................................(3.10) b.Memilih harga terbesar dari P1 dan P2, misalkan P1 > P2 maka pilih P1. Memplot (P1,0) pada kertas transparan. Hubungkan titik (P 1,0) dengan titik injeksi (Pi,Di). Garis ini disebut garis perencanaan tekanan tubing. 4. Menentukan gradien tekanan gas berdasarkan harga P ko dan specific gravity gas injeksi. 5. Memplot titik (Pko,0) pada kertas transparan dan membuat garis gradien tekanan gas, mulai dari Pko dengan menggunakan gradien tekanan gas yang diperoleh dari langkah 3. 6. Memplot titik (Pso,0) pada kertas transparan, mulai dari (Pso,0) membuat garis gradien tekanan sejajar dengan gradient pada langkah 4. 7. Dari titik (Pwh,0), membuat garis gradien statik dalam sumur berdasarkan harga gradien statik yang diketahui. 8. Penentuan letak katup sembur pertama : a.Memperpanjang garis gradien statik dalam sumur sampai memotong garis gradien tekanan gas yang melewati titik (Pko,0) langkah 5. b.Letak katup injeksi pertama ditentukan dengan menelusuri garis gradien statik di atas mulai dari titik potong langkah 8a sejauh 50 psi. Titik katup injeksi pertama berkoordinat ( P1,D1). 9. Penentuan letak katup berikutnya :
a.Membuat garis horisontal ke kiri dari titik (P1,D1) sampai memotong garis perencanaan tekanan tubing di langkah 3. b.Dari perpotongan garis tersebut buat garis gradien tekanan statik yaitu garis yang sejajar gradien statik di langkah 7. c.Memperpanjang dari langkah 9b sampai memotong garis gradien tekanan gas yang dibuat melalui (Pso,0). d.Titik potong tersebut adalah letak katup berikut dengan koordinat (P2,D2). e.Kembali ke langkah 9a dan mengulangi langkah kerja sampai 9d untuk memperoleh letak katup-katup berikutnya. Pengulangan ini dihentikan setelah diperoleh letak katup sembur buatan yang lebih dalam dari titik injeksi (P1,D1). 10. Penentuan Letak Katup Di Daerah Bracketing Envelope Langkah kerja penentuan katup di daerah Bracketing Envelope sebagai berikut: a.Memplot titik (Pso – Pd), 0). b.Dari titik tersebut, membuat garis yang sejajar dengan garis gradien tekanan gas yang melalui (Pso,0). c.Memperpanjang garis tersebut sampai memotong kurva terpilih di butir b langkah 3. d.Menghitung
Paa = (1 + BE) Pbe Pbb = (1 – BE) Pbe BE = % Bracketing Envelope = 10 – 20 %
e.Berdasarkan harga Pwh, menghitung : Pa = (1 + BE) Pwh Pb = (1 – BE) Pwh
f.Menghubungkan titik (Paa,Y) dengan titik (Pa,0). Titik potong antara garis ini dengan garis gradien gas dari langkah 10b.Titik potong ini adalah batas atas dari Bracketing Envelope. g.Menghubungkan titik (Pbb,Y) dengan titik (Pb,0). Memperpanjang garis ini sampai memotong garis gradien gas dari langkah 10b. Titik potong ini adalah batas bawah dari Bracketing Envelope. h.Dari langkah 2 telah dihitung jarak maksimum antara katup gas lift (D v). Berdasarkan harga ini, mulai dari batas atas Bracketing Envelope katup-katup gas lift dapat dipasang sejarak Dv batas bawah Bracketing Envelope. 2. Perencanaan Dan Perhitungan Intermittent Gas Lift Pada instalasi intermittent gas lift maka maximum production ratenya terbatas dimana disebabkan oleh beberapa faktor, antara lain : - Kedalaman pengangkatan - Ukuran tubing. - Tekanan gas injeksi. - Volume gas injeksi. - Injection gas breakthrough dan liquid fall back. - Kapasitas gas melalui valve operasi dan valve gas lift. - Kondisi sumur. Maximum production rate pada instalasi intermittent dibatasi oleh siklus injeksi gas maksimum perhari dan volume cairan yang diproduksikan per siklus. Waktu yang digunakan untuk satu siklus penuh adalah 3 menit/1000 ft. Untuk merencanakan intermittent gas lift, maka perhitungan kedalaman valve-valve didasarkan pada : 1. Tekanan menutup valve kedalaman. 2. Spacing faktor.
3. Static gradient. 4. Maximum well head tubing pressure. Untuk merencanakan kedalaman valve ini akan dibahas mengenai spacing balance valve dan unbalance valve. A. Penentuan Spacing Balanced Valve Penentuan spacing balance valve dilakukan secara grafis adalah sebagai berikut : 1. Memplot tekanan pada absis dan kedalaman pada koordinat. 2. Menentukan kondisi sumur apakah dimatikan dengan fluida atau tidak, yaitu disebabkan antara lain : a. Apabila sumur tidak dimatikan, maka static fluida level akan merupakan letak dari valve pertama. b. Apabila sumur dimatikan dengan fluida sampai di permukaan, membuat garis gradien fluida yang mematikan sumur-sumur dari permukaan sesuai dengan statis (Gs). B. Penentuan Spacing Unbalanced Valve Prosedur penentuan spacing unbalance valve secara grafis adalah sebagai berikut : 1. Memplot tekanan pada kedalaman. 2. Memplot THP permukaan. 3. Membuat garis gradien unloading dari grafik. 4. Membuat garis gradien unloading dan memperpanjang sampai dasar sumur. 5. Apabila sumur dimatikan dengan fluida sampai permukaan maka membuat garis gradien tersebut mulai dari THP sama dengan 0 (nol) atau THP tertentu. 6. Memperpanjang garis tersebut sampai memotong garis Pko–50 maka titik ini adalah merupakan letak valve yang pertama.
7. Dari titik potong ini, membuat garis horisontal ke kiri sampai memotong garis gradient unloading. C. Perhitungan Horse Power Kompressor Untuk menghitung horse power compressor yang diperlukan dengan menggunakan persamaan : HP =
P2 0.2 0.223M 1 P1
......................................................................
(3.11) 3.1.2. Electrical Submersible Pump (ESP) Electric Submersible Pump (ESP) adalah pompa yang dimasukkan ke dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara artificial lift (pengangkatan buatan) dan digerakkan oleh motor listrik. Peralatan pompa listrik submersible terdiri dari pompa sentrifugal, protector dan motor listrik. Unit ini ditenggelamkan di cairan, disambung dengan tubing dan motornya dihubungkan dengan kabel ke permukaan yaitu dengan switchboard dan transformator. Pompa ESP terdiri dari pompa sentrifugal bertingkat banyak berputar 3,475 – 3,500 RPM, 60 Hz dengan motor listrik induksi sinkron kutub 3 fase, berbentuk sangkar, instalasi ESP dapat dilihat pada Gambar 3.8. Pompa ESP biasanya dipakai untuk laju produksi 200 – 2,500 STB/day, walaupun dapat digunakan untuk produksi sampai 95,000 STB/day. Pompa ESP umumnya digunakan pada sumur miring di daerah lepas pantai. Di daratan hanya digunakan untuk laju produksi tinggi yaitu di atas 2,000 STB/day, karena pompa angguk akan lebih ekonomis untuk sumur dengan laju produksi rendah. 3.3.2.3.1. Prinsip Kerja Electrical Submersible Pump Prinsip kerja dari electrical submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk kedalam impeller pompa menurut poros pompa, dikumpulkan
dalam rumah pompa atau difusser kemudian dilempar keluar. Oleh impeller tenaga mekanis motor dirubah menjadi tenaga hidrolik. Impeller terdiri dari dua piringan yang didalamnya terdapat sudu-sudu, pada saat impeller diputar dengan kecepatan sudut W, cairan dalam impeller dlempar keluar dengan tenaga potensial dan knetik tertentu. Cairan yang ditampung dalam rumah pompa kemudian dievaluasi melalui pipa keluar (diffuser), dimana sebagian tenaga kinetik dirubah menjadi tenaga potensial berupa tekanan. Karena cairan dilemparkan keluar maka terjadi proses penghisapan.
Gambar 3.8.Instalasi Electric Submersible Pump 3.1.2.2. Peralatan Electrical Submersible Pump Pada dasarnya submersible pump adalah pompa centrifugal bertingkat banyak, dimana proses dari pompa centrifugal dihubungkan di lapangan dengan motor penggerak. Peralatan electric submersible pump dapat dibedakan menjadi dua bagian, yaitu : 1. Peralatan Di Atas Permukaan.
2. Peralatan Di Bawah Permukaan 1. Peralatan Di Bawah Permukaan Peralatan pompa ESP di bawah permukaan terdiri dari : a. Motor Listrik Motor Listrik yang digunakan adalah motor induk tiga fase, dua katup, squirrel cage. Fungsi dari motor ini adalah untuk menggerakkan shaft pompa sehingga impeller-impellernya berputar. Putaran motor listrik umumnya dirancang dengan kecepatan 3500 putaran per menit (RPM), dengan frekwensi 60 hz. Motor diisi dengan minyak yang tahan terhadap tegangan listrik yang tinggi. Motor didisain untuk tegangan yang dapat dipakai antara 230 sampai 5000 volt, dengan satuan listrik 12 sampai 125 Ampere. Penambahan daya HP dari motor dilakukan dengan merangkai panjang motornya. Rangkaian motor tandem (bertingkat) dapat mencapai 750 HP dengan panjang sekitar 90 ft. Selain ukuran motor, yang perlu diperhatikan adalah horse power dan seri motor. Jenis seri menunjukkan diameter motor yang harus sesuai dengan diameter dalam dari casing sumur, yang dapat dilihat pada Gambar 3.9. b. Kabel Kabel dipakai sebagai sarana penghantar daya listrik dari permukaan ke motor yang letaknya di dalam sumur. Kabel selain tahan temperatur dan tekanan fluida, serta kedap terhadap resapan liquid dari sumur. Untuk itu kabel harus memiliki bagian seperti : - Konduktor - Isolasi - Sarung
Gambar 3.9. Motor Pompa ESP Ada dua jenis kabel yang biasa dipakai round cable atau flat cable. Jenis-jenis kabel dapat dilihat pada Gambar 3.10. Kabel listrik terdiri dari tiga kabel yang diisolir satu sama lain dengan pembalut dari karpet. Ketiganya terbungkus oleh suatu pelindung yang terbuat dari baja penampang kawat tembaga berubah-ubah fungsi tegangan arus dari motor dan
biasanya dipilih antara 16,25 atau 35 mm2. Hubungan antara tubing dan kabel dilakukan dengan pertolongan kabel clamp.
Gambar 3.10.Kabel c. Protector (Seal Section) Protector diletakkan di antara motor dan pompa. Fungsinya : - Tempat menyimpan bahan pelumas untuk pompa. - Tempat menyimpan minyak untuk pompa. - Menjaga tekanan dalam pompa dan motor agar selalu lebih besar dari tekanan di luar pompa. - Mencegah masuknya cairan ke dalam motor. Protector terdiri dari dua kamar yaitu kamar atas dan kamar bawah. Keduanya dipisahkan oleh piston. Tekanan hidrostatis cairan dalam pompa sumur masuk ke dalam protector melalui orifice dan bekerja pada piston. Karena tegangan di dalam kamar atas, tekanan dijaga agar lebih besar tekanan di luar pompa. Di dalam kamar atas dimasukkan minyak pelumas pompa, sedangkan di dalam kamar bawah permukaan dimasukkan minyak motor. Pemilihan protector dilakukan sesuai dengan pompa. Protector (Seal Section) dapat dilihat pada Gambar 3.11 d. Intake Section (Separator Gas) Pada umumnya yang tidak banyak mengandung gas, cukup dengan menggunakan pump intake, sedangkan untuk sumur yang mengandung gas terutama
dissolved gas (gas terlarut dalam minyak) sangat perlu menggunakan separator gas, yang dapat ditunjukkan pada Gambar 3.12 Kegunaan dari separator gas, adalah : Mencegah turunnya head capacity yang dapat dihasilkan oleh pump. Mencegah terjadinya gas lock dan kavitasi pompa terutama pada flow rate (laju aliran) yang tinggi dan fluida yang mengandung gas, dengan demikian akan dapat memperbaiki efisiensi pompa. Mencegah terjadinya fluktuasi beban pada motor penggeraknya. Mengurangi adanya surging (tekanan dan sentakan). e. Pompa Centrifugal Pompa submersible adalah tipe pompa centrifugal multi tingkat. Setiap tingkat terdiri dari bagian yang bergerak yaitu impeller dan bagian yang stasioner (tidak bergerak) yaitu diffuser. Tipe dan ukuran dari tiap tingkat menentukan volume dari fluida yang dapat diproduksi. Jumlah tingkatnya menentukan jumlah head yang dihasilkan, apabila dikalikan dengan daya (HP) per tingkat dan spesific gravity-nya, maka jumlah HP motor yang dibutuhkan dapat ditentukan. Pompa tandem adalah beberapa single pump (pompa tunggal) yang disusun seri baik secara hydraulic untuk memberikan total head dari pompa yang dibutuhkan untuk keperluan tertentu. Komponen ini, seperti halnya poros pompa dibuat khusus yang tahan korosi, scale, temperatur tinggi, pasir dan jumlah tingkat yang digunakan untuk ukuran tertentu tergantung pada head pengangkatan, seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.10 f. Motor Lead Cable Motor lead cable disebut juga motor lead extension dan berbentuk flat (pipih). Panjangnya dibuat sepanjang pothead pada motor sampai dengan bagian atas dari pompanya, yang kemudian disambungkan dengan power kabelnya. Seal section, gas separator dan pompa dengan flat cable ini dimasukkan agar total diameter luar rangkaian pompa dan motor lead cable tidak terlalu besar untuk dimasukkan sumur, terutama pada sumur yang menggunakan liner yang ukurannya
lebih besar dari diameter casing. Motor lead cable diberi pelindung (cable guards) untuk mencegah kerusakan pada waktu dimasukkan ke dalam sumur.
Gambar 3.11. Seal Section atau Protector
Gambar 3.12.Gas Separator atau Intake Section 2. Peralatan Di Atas Permukaan Peralatan di atas permukaan untuk pompa ESP terdiri dari ; a. Juction Box Juction atau vent box digunakan untuk melepaskan gas yang ikut dalam kabel agar tidak menimbulkan kebakaran di switchboard. Alat ini menghubungkan tenaga ke kabel sumur. b. Packer dan Subsurface Safety Valve
Untuk sumur pompa di lepas pantai yang masih bertekanan tinggi, umumnya dilengkapi dengan packer dan subsurface check valve. Valve ini dipasang 300 ft di bawah well head (kepala sumur). Dalam keadaan darurat dapat ditutup secara manual ataupun otomatis. c. Switchboard Merupakan suatu panel control yang dilengkapi dengan tombol on-off untuk over atau under-load protection, sekring, ammeter recording, lampu signal, intermitting timer dan remote control. Secara keseluruhan alt ini berfungsi untuk mengatur atau mengontrol operasi arus listrik yang dibutuhkan oleh motor. d. Down Hole Pressure Monitor Digunakan untuk memonitor intake pressure (tekanan hisapan) dalam sumur, dan sangat diperlukan untuk mengetahui performance (ulah kerja pompa). Selain alat monitor tekanan, dapat digunakan centriguard motor controller yang gunanya untuk memonitor secara terus-menerus ulah kerja peralatan electric submersible pump, yang menayangkan secara sekejap : Kondisi over-current dan under-current. Mudah melakukan setting. Baik untuk memproteksikan terhadap single pasingatau kondisi arus yang tidak balance yang dapat mengakibatkan motor terlalu panas, kerusakan kabel. 3.1.2.3. Perencanaan Electrical Submersible Pump Perencanaan pompa ESP bertujuan untuk menentukan jenis dan ukuran pompa (jumlah stage, jenis motor, kabel, transformeter dan switchboard) sesuai merek dagang terpilih, data produksi, konfigurasi sumur, dan karakteristik reservoir. Adapun langkah kerja perencanaan pompa ESP adalah sebagai berikut : 1. Mengisi data yang diperlukan (data sumur, reservoir dan fluida). 2. Menghitung berat jenis rata-rata dan gradient tekanan fluida produksi menurut persamaan :
SGrata-rata =
1 SGminyak WOR SGair ...........................................................(3.12) 1 WOR
Gradient fluida (GF) = 0.433 SG Bila mengandung gas, menguurangi GF sekitar 10 %. 3. Menentukan kedudukan pompa (HPIP) kurang lebih 100 ft di atas lubang perforasi teratas. Jarak antara motor dan lubang perforasi teratas (HS) kurang lebih 50 ft. 4. Menentukan laju produksi yang diinginkan dengan cara memilih, kemudian mencoba harga Pwf untuk menentukan harga laju produksi total dengan persamaan : Qtot = (Ps – Pwf) PI .........................................................................................(3.13) Menghitung laju produksi yang diinginkan (Qo) menurut persamaan : Qo
=
1 Qtot ............................................................................................. 1 WOR
(3.14) Apabila harga tersebut belum selesai, mengulangi dengan memilih harga Pwf dengan penjajalan. 5. Menghitung pump intake (PIP) dengan persamaan : PIP = Pwf – GF (HS – HPIP)............................................................................(3.15) Harga PIP harus lebih besar dari BPP (tekanan jenuh). Bila tidak terpenuhi, mengulangi langkah 4 dan 5 dengan laju produksi yang lebih rendah. 6. Menghitung arus cairan kerja Zf1 = HS – (Pwf / GF). 7. Menentukan kehilangan tekanan sepanjang tubing (HF) dengan Gambar 3.13 8. Menghitung Total Dynamic Head (TDH) menurut persamaan : TDH =
THP Zf1 Hf .......................................................................................(3.16) GF
9. Memilih jenis dan ukuran pompa dari catalog perusahaan pompa bersangkutan dengan gambar yang menunjukkan efisiensi maksimum untuk laju produksi yang diperoleh dari langkah 4. Membaca harga head capacity (HC) dan daya kuda motor (HP motor) pada laju produksi tersebut. 10.Menghitung jumlah stages (tingkat) : Jumlah Stages = TDH / HC ............................................................................(3.17) 11.Menghitung daya kuda yang diperlukan : HP = HP motor jumlah stages .....................................................................(3.18)
Gambar 3.13. Chart Kehilangan Tekanan Dalam Pipa 12. Menentukan jenis motor pada Tabel III-2. yang memenuhi HP tersebut.
13. Menghitung kecepatan aliran di annulus (FV) motor untuk masing-masing jenis motor : FV =
0.0119 Q total .......................................................................(3(ID casing) 2 (OD motor) 2
19) Jenis motor dan OD motor terkecil yang memberikan FV > 1 ft/detik adalah pasangan yang harus dipilih. 14. Membaca harga arus listrik (A) dan tegangan listrik motor (Vmotor) yang dibutuhkan untuk jenis motor yang bersangkutan. 15. Memilih jenis kabel dari harga arus listrik tersebut, yang dapat dilihat pada Gambar 3.14, dan dianjurkan memilih kabel yang mempunyai kehilangan tegangan di bawah atau sekitar 30 volt tiap 1000 ft. Vkabel = (HS – 50) V / 1000 ft ..............................................................(3.20) 16. Memilih transformator dan switchboard : a. Menghitung tegangan yang diperlukan motor dan kabel : (Vtot) = Vmotor + Vkabel .....................................................................(3.21) b. Menghitung KVA = 1.73 Vtot A/1000 .............................................. (3.22) c. Menentukan transformator yang memenuhi hasil perhitungan 16b dari Tabel III-2. karena aliran tiga fasa maka transformator adalah sepertiga dari hasil perhitungan 16b. 17. Melakukan perhitungan total tegangan pada waktu start sebagai berikut : a. Kebutuhan tegangan start = 20.35 voltage rating. b.Kehilangan tegangan selama start = 3 kehilangan tegangan biasa. 18. Membandingkan apakah total tegangan pada waktu start tidak melebihi tegangan yang dikeluarkan oleh switchboard. Apabila tidak melebihi, berarti perencanaan telah betul, apabila melebihi, maka dilakukan pengulangan dari langkah 16.
Gambar 3.14. Chart Kehilangan Tegangan
Tabel III-2 Jenis Motor ESP
Tabel III-3 Jenis Motor
3.1.3. Pompa Angguk (Sucker Rod Pump) Sucker Rod Pump (Pompa Angguk) adalah merupakan salah satu metode pengangkatan buatan yang banyak digunakan saat ini, dimana untuk mengangkat minyak dari dalam sumur ke permukaan digunakan pompa dengan rod (tangkai pompa). Pompa angguk banyak digunakan di lapangan minyak dan dipakai untuk sumur-sumur lurus dan vertikal. Pompa angguk (sucker rod) sangat dikenal di lapangan karena terhadap fluktuasi laju aliran produksi, tidak mudah rusak, mudah diperbaiki, biaya operasi dan biaya perawatan relatif lebih murah. 3.1.3.1. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod Mekanisme suatu instalasi sumur pompa dapat dijelaskan pada Gambar 3.6 dengan memperhatikan gerak rotasi, motor penggerak diubah menjadi gerak naik turun pumping unit, terutama oleh system Pitman Assembly-Crank. Kemudian gerak naik turun ini oleh kepala kuda diubah menjadi gerak lurus naik turun. Instalasi pumping unit ini dihubungkan dengan pompa yaitu dengan perantara tangkai pompa (sucker rod), sehingga gerak lurus naik turun pada kepala kuda dipindahkan ke plunger pompa. Plunger bergerak naik turun di dalam barrel pompa. Apabila plunger bergerak ke atas (upstroke) maka dibawahnya akan terjadi penurunan tekanan, sehingga tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan di dalam pompa. Oleh sebab itu standing valve terbuka dan cairan masuk ke dalam pompa. Pada saat upstroke, volume pompa di bawah plunger terisi penuh dengan cairan. Apabila plunger mulai bergerak turun (downstroke), standing valve tertutup karena plunger menekan cairan di dalam pompa. Dalam waktu yang sama cairan yang terdapat dalam pompa menekan traveling valve ke atas sehingga traveling terbuka dan cairan masuk ke dalam tubing. Kemudian proses ini dilakukan berulang kali. Dengan cara demikian maka cairan terkumpul di dalam tubing yang akhirnya sampai meluap naik ke atas dan mengalir menuju ke separator melalui flowline. Adanya gas ataupun pasir yang masuk ke dalam pompa sangat mempengaruhi hisapan dan pembuangan pompa atau dengan kata lain efisiensi volumetric pompa.
3.1.3.2. Peralatan Pompa Sucker Rod Peralatan pompa sucker rod dibagi menjadi dua kelompok utama yaitu peralatan di atas permukaan dan di bawah permukaan. A. Peralatan Di Atas Permukaan Peralatan di atas permukaan ini memindahkan energi dari suatu prime mover ke sucker rod. Selain itu peralatan ini juga mengubah gerak berputar dari prime mover menjadi suatu gerak bolak-balik dan juga mengubah kecepatan prime mover menjadi langkah pemompaan yang sesuai. Secara keseluruhan peralatan di atas permukaan terdiri dari : a. Pumping Unit Pumping unit berfungsi sebagai : -
Menahan beban load yang terdiri dari beban rod dan berat cairan di dalam tubing di atas plunger.
-
Merubah gerak rotasi motor yang begitu besar (RPM = 200 – 1000) menjadi gerak yang lambat naik turun (RPM = 5 – 20).
-
Mengurangi pemakaian tenaga motor dengan jalan memasang counter weight pada walking beam dan crank arm.
Bagian-bagian dari suatu pumping unit dapat ditunjukkan dalam Gambar 3.15 b. Prime Mover Untuk menggerakkan pumping unit digunakan motor penggerak (prime mover) yang terdiri dari : 1. Motor Listrik 2. Motor Thermis Keterangannya : 1. Motor Listrik
Pada umumnya dipergunakan motor non sincron tiga fase dengan tegangan antara 500 – 1000 volt, RPM = 750 dan frekwensi = 50 Hz. Sifat-sifat yang dimiliki oleh motor listrik adalah : 1. Torsi permulaan cukup besar. 2. Jangan sampai terjadi superheating dalam hal apabila terjadi perubahan muatan. 3. Dapat bekerja dalam udara bebas, kadang-kadang bila terjadi bahaya ledakan, pengkaratan dan kelembaban udara yang tinggi.
Gambar 3.15. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod
Gambar 3.16. Conventional Pumping Unit Ada dua jenis motor listrik, yaitu : 1. Normal slip motor (slip max 2 – 3,5 %) 2. High slip motor (slip 8 – 10 %) Yang dimaksud dengan slip adalah perbandingan antara kecepatan relatif motor dengan kecepatan flux pada stator. 2. Motor Thermis Pada umumnya digunakan motor gas, karena gas biasanya diperoleh dari kepala sumur, maka boleh dikatakan bahwa pemakaian motor gas merupakan saingan terhadap motor listrik. Untuk keadaan sekarang ini lebih baik dan murah menggunakan motor gas daripada motor-motor lainnya. Motor bensin jarang digunakan karena harga bahan bakarnya cukup tinggi, sedangkan motor diesel harus mendapatkan perawatan yang istimewa. Dahulu digunakan motor bersilinder satu, motor lambat RPM 100 – 200. Pada masa sekarang digunakan motor bersilinder banyak (4 – 6 silinder) dengan RPM 900 – 1100. Pada umumnya pemakaian gas untuk motor gas diperkirakan 0,3 – 0,37m 3 standart/Hph.
B. Peralatan Di Bawah Permukaan Peralatan di bawah permukaan mencakup seluruh rangkaian pompa dan tubing. a. Pompa Pompa (subsurface pump) pada dasarnya terdiri dari dua golongan besar, yaitu: 1. Rod Pump Pada tipe ini working barrel, plunger, traveling valve dan standing valve merupakan satu unit kesatuan yang dipasang langsung pada rod string. Pompa seluruhnya dimasukkan ke dalam sumur bersama-sama dengan sucker rod, demikian pula untuk keperluan reparasi atau penggantian pompa cukup mencabut sucker rodnya saja. Oleh sebab itu untuk menghemat waktu maka jenis pompa semacam ini banyak dipakai untuk sumur-sumur yang dalam. Jenis ini dibagi menjadi tiga golongan, yaitu : - Stationary barrel, top anchor, misalnya : RWA. - Stationary barrel, bottom anchor, misalnya : RWB. - Traveling barrel, bottom anchor, misalnya : RWT. 2. Tubing Pump Pompa semacam ini dimasukkan ke dalam sumur bersama-sama dengan tubing, karena barrelnya langsung diikatkan pada ujung bawah tubing. Sedangkan plunger ataupun traveling valve diikatkan di ujung bawah sucker rod dan diturunkan sampai menyentuh standing valve. Apabila pompa hendak dicabut maka baik sucker rod maupun tubing harus dicabut secara bersamaan. Tubing pump biasanya dipakai pada sumur-sumur yang dangkal dan produktifitasnya kecil. Tipe yang kita kenal sekarang ini adalah tipe TLE.
Fungsi utama peralatan pompa sucker rod di dalam sumur adalah untuk menaikkan fluida dari formasi ke dalam tubing dan mengangkat fluida tersebut ke permukaan. Unit pompa sucker rod di dalam sumur terdiri dari : ● Working Barrel Merupakan tempat dimana plunger dapat bergerak naik turun sesuai dengan langkah pemompaan dan menampung minyak yang terhisap oleh plunger pada saat bergerak ke atas (upstroke). Menurut standart API ada dua jenis working barrel, yaitu : a. Working barrel yang terdiri dari sejumlah liner yang diselubungi oleh jacket (biasa diberi simbol L). b. Working barrel yang terdiri dari satu bagian utuh dan kuat (biasa diberi simbol W dan H). ● Plunger Merupakan bagian dari pompa yang terdapat di dalam barrel dan dapat bergerak naik turun dan berfungsi sebagai penghisap minyak dari formasi masuk ke barrel, dan mengangkat minyak yang telah terakumulasi dalam barrel ke permukaan melalui tubing. Plunger ini biasanya berbentuk Plain Metal Plunger atau Grooved Metal Plunger (plunger yang mempunyai celah). ● Standing Valve Merupakan suatu komponen katup yang terdapat di bagian bawah dari working barrel yang berfungsi untuk mengalirkan minyak dari formasi masuk ke working barrel dan hal ini terjadi pada saat plunger bergerak ke atas kemudian standing valve membuka. Disamping itu untuk menahan minyak agar tetap tidak dapat keluar dari working barrel pada saat plunger bergerak ke bawah, dalam hal ini standing valve menutup. Standing valve ini terbuat dari bola besi dan kedudukannya (ball and seat). Standing valve ini mempunyai peranan yang sangat penting dalam sistem pemompaan karena efisiensi volumetris pompa sangat tergantung pada cara kerja dan bentuk dari ball dan seatnya tersebut.
Ketepatan membuka dan menutup dengan gaya naik turun plunger sangat menentukan efisiensi volumetris pemompaan. ● Traveling Valve Merupakan ball dan seat yang terletak pada bagian bawah dari plunger dan akan ikut bergerak ke atas dan ke bawah menurut gerakan dari plunger. Traveling valve berfungsi untuk : -
Mengalirkan minyak dari working barrel masuk ke plunger, hal ini terjadi pada saat plunger bergerak ke bawah.
-
Menahan minyak keluar dari plunger pada saat plunger bergerak ke atas (upstroke) sehingga minyak tersebut dapat diangkat ke tubing seterusnya ke permukaan.
b. Tubing Untuk mengalirkan minyak ke dari lubang sumur ke permukaan digunakan tubing. Dalam hal ini minyak mengalir melalui annulus antara tubing dan sucker rod. Disamping itu pada ujung tubing inilah ditempatkan unit pompa (subsurface pump), gas anchor dan lain-lain. c. Sucker Rod String Sucker rod string terdiri dari (seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.17) : a) Sucker Rod b) Pony Rod c) Polished Rod Keterangannya : a) Sucker Rod Merupakan bagian dari unit pompa dalam sumur yang sangat penting, karena merupakan penghubung antara plunger dengan peralatan-peralatan penggerak yang ada di permukaan. Fungsi utamanya adalah melanjutkan gerak lurus naik turun dari horse head ke plunger pompa. Untuk menghubungkan antara dua
sucker rod digunakan sucker rod coupling. Umumnya panjang satu single sucker rod yang sering digunakan berkisar 25 – 30 ft. b) Pony Rod Merupakan sucker rod yang mempunyai ukuran panjang yang lebih pendek daripada ukuran sucker rodnya sendiri. Fungsinya adalah untuk melengkapi panjang dari sucker rod, apabila sucker rod tidak mencapai panjang yang dibutuhkan, yang ukurannya adalah 2, 4, 6, 8, 10, 12 ft. c) Polished Rod Merupakan tangkai yang menghubungkan sucker rod string dengan carrier bar (wireline hanger pada horse head), yang naik turun dalam stuffing box. Diameter stuffing box lebih besar daripada diameter sucker rod, yaitu 1 1/8 in., 1 ¼ in., 1 1/5 in., 1 ¾ in. Panjang polished rod adalah 8, 11, 16, 22 ft. d. Gas Anchor Komponen ini dipasang di bagian bawah dari pompa. Fungsinya adalah untuk memisahkan gas dari minyak, agar gas tersebut tidak ikut masuk ke dalam pompa bersama-sama dengan minyak, karena adanya gas akan mengurangi efisiensi pompa (Gambar 3.18). Ada dua macam tipe gas anchor yaitu Poorman Type dan Packer Type. a) Poorman Type Larutan gas dalam minyak yang masuk ke dalam anchor akan melepaskan diri dari larutan. Cairan (minyak) masuk ke dalam suction pipe, sedangkan sebagian gas yang telah terpisah akan kembali masuk ke annulus.apabila suction pipe terlalu panjang atau diameternya terlalu panjang atau kecil, maka akan terjadi pressure loss yang cukup besar sehingga menyebabkan terjadinya penurunan PI sumur pompa. Sedangkan apabila suction pipe terlalu pendek, maka proses pemisahan gas kurang sempurna. b) Packer Type
Cairan (minyak) masuk melalui ruang antara dinding anchor dengan suction pipe. Kemudian minyak jatuh di dalam annulus antara casing dan gas anchor dan ditahan oleh packer, selanjutnya minyak yang masuk ke dalam annulus sudah terpisah dari gasnya.
Gambar 3.17.Skema Rangkaian Sucker Rod
Gambar 3.18. Skema Rangkaian Tubing Pada Sumur Pompa 3.1.3.2. Perencanaan Sucker Rod Perencanaan pompa angguk (sucker rod) bertujuan untuk mendapatkan parameter-parameter pompa secara optimal sesuai dengan potensi sumur. Sebelum dilakukan perencanaan pompa perlu dilakukan analisa perhitungan perilaku pompa.
Tujuan dari analisa perhitungan pompa sucker rod ini adalah untuk mendapatkan perilaku yang efisien dari peralatan yang tersedia. Adapun langkah-langkah perencanaan pompa sucker rod adalah sebagai berikut : a. Setting Depth Pompa (L) L = H – (Pwf / Gf) + S ...............................................................................(3.23) Dimana : H
= Kedalaman sumur dari permukaan sampai top perforasi, ft
Pwf
= Tekanan dasar sumur, psi
Gf
= Gradient formasi, psi/ft
S
= Submergence, berkisar antara 60 – 100 ft
b. Displacement Pompa PD = Q / .................................................................................................(3.24) Dimana : PD
= Pump displacement, Bbl/day
Q
= Laju alir, Bbl/day
= Densitas
c. Panjang Langkah (stroke) Berdasarkan L dan PD, maka dari chart pump unit section (Gambar 3.18) diperoleh : - API size dan Stroke d. Penentuan Diameter Plunger, Tubing, Rod SPM - Berdasarkan API size pada langkah “c” dan kedalaman L maka dari tabel design data (sebagai contoh pada Tabel 3-4) diperoleh : 1) Diameter plunger
2) Diameter tubing 3) Ukuran rod 4) Kecepatan Pemompaan (SPM) e. Acceleration Faktor = S N2 / 70500 .......................................................................................(3.25) Dimana : S
= Panjang langkah, inchi
N
= Kecepatan pemompaan, SPM
f. Panjang Langkah Plunger Efektif SP =
S
40.8 L2 5.20 SgDAp E E
L1 L 2 Lt At A1 A2
...................................
(3.26) Atau : SP =
S
40.8 L2 5.20SgDAp 1 1 E E At Ar
...........................................
(3.27) Dimana : SP
= Panjang langkah efektif plunger, in.
= Acceleration faktor
L
= Setting depth pompa, ft
E
= Modulus elastisitas, besarnya tergantung dari bahan
D
= Working fluid level, ft.
Ap
= Luas penampang plunger, sq. in. (pada tabel 3-5)
Sg
= Specific gravity fluida
At
= Luas penampang tubing, sq. in.
Ar
= Luas penampang rod, sq. in.
Lt
= Panjang tubing, ft
Lr
= Panjang rod, ft
g. Estimasi Displacement Pompa Q = K Sp N ...............................................................................................(3.28) Dimana : Q
= Estimasi displacement pompa, Bbl/day
K
= Konstanta plunger tertentu
Sp
= Panjang langkah plunger efektif, in.
N
= Kecepatan pemompaan, SPM
h. Berat Rod String Wr
= L x m ........................................................................................(3.29)
Dimana : Wr
= Berat rod string, lb
L
= Setting depth pompa, ft
m
= Berat rod, lb/ft
L & m = Dapat dilihat pada Tabel IV-5 i. Berat Fluida Wf
= 0.433 Sg (L Ap – 0.294 Wr) ....................................................(3.30)
Dimana : Wf
= Berat fluida, lb
Sg
= Specific gravity fluida
L
= Setting depth pompa, ft
Ap
= Luas penampang plunger, sq.in.
Wr
= Berat rod string, lb
j. Beban Polished Rod Wmax = Wf + Wr (1 + ) Wmin = Wr (1 - - 0.127 Sg) ...............................................................(3.31) k. Rod Stress Stress maks = Wmaks / Ar, psi Stress min
= Wmin / Ar, psi ................................................................(3.32)
Dimana : Ar
= Luas Penampang rod, sq.in.
l. Counterbalance Ci
= 0.5 Wf + Wr (1-0.127 Sg), lb ....................................................(3.33)
m. Torque Tp
= (Wmaks – 0.95 Ci) S/2, lb-in .....................................................(3.34)
n. Tenaga Motor Hh
= 7.36 10-6 Q Sg L, Hp
Hf
= 6.31 10-7 Wr S N, HP
Hb
= 1.5 (Hh + Hf), HP ......................................................................(3.35)
Dimana : Hh
= Hydraulic horse power to lift fluida
Hf
= Subsurface frictional power loss
Hb
= Brake horse power
Motor Rating = Hb / 0.75, Hp .................................................................(3.36) Diameter engine sheave prime mover : D
= (N R dis) / RPM ..................................................................(3.37)
Tabel III-4 Contoh Tabel Design Data Untuk API size 40 Unit Dengan 34-inch
Tabel III-5. Data Plunger Pompa
Tabel III-6. Data Sucker Rod
Gambar 3.19. Diagram Pemilihan Unit Pompa Dan Panjang Langkah (Stroke Length)
3.2. Penentuan Metode Produksi Artificial Lift Yang Tepat Dalam penentuan atau pemilihan metode produksi yang paling tepat sesuai dengan kondisi lapangan maka didasarkan pada perkiraan reservoir tersebut yaitu perilaku reservoirnya.Beberapa parameter yang mempengaruhi dasar pemilihan metode produksi dari sumur-sumur yang ada pada suatu lapangan minyak yaitu faktor yang mempengaruhi metode produksinya,perkiraan laju produksi serta penentuan laju produksi yang optimum ( problem produksi minimum ). 3.2.1. Faktor yang Mempengaruhi Metode Produksi 3.2.1.1. Karakteristik Reservoir 1. Viscositas Ketentuan umum untuk viscositas yang lebih kecil dari 10 cp (diatas 30 o API),diabaikan dalam penentuan metode pengangkatan.Untuk minyak mentah dengan viscositas tinggi,sucker rod tidak akan dapat bergerak naik turun dengan bebas,sehingga efectife stroke berkurang dan roda menjadi overload atau kelebihan beban. Pada pompa ESP akan mengakibatkan pengurangan efisiensi,sehingga menjadikan kurva head capacity menjadi rendah.Fluida dengan viscositas yang tinggi,sulit diangkat dengan metode apapun. 2. Faktor Volume Formasi Faktor Volume Formasi (FVF) menggambarkan angka barrel dari fluida yang diangkat,yang disesuaikan dengan kondisi dibawah permukaan.Faktor ini harus dipertimbangkan untuk semua metode pengangkatan. Bahwa faktor volume formasi yang tinggi atau rendah tidak menunjukkan performance
yang lebih baik dalam
(Brown,K.E.,1980). 3. Jenis Reservoir a. Depletion Drive Reservoir
perbandingan metode pengangkatan.
Ketika tekanan reservoir turun,liquid akan mengalir dengan fluida terangkat ke atas permukaan dengan bantuan gas terlarut.Tidak adanya aquifer atau fluida injeksi untuk membantu mengekspansi fluida (menambah bantuan tenaga pendorong) menyebabkan recovery rendah. b) Water Drive Reservoir Water Influx atau injeksi air menyebabkan fluida reservoir bergerak/pindah ke lubang bor,diharapkan recovery lebih besar dari depletion drive. c) Gas Cap Drive Pada reservoir dua fasa,fasa uap adalah berasal dari gas cap dan liquid berasal dari oil zone.Perpindahan minyak dari formasi ke lubang bor adalah hasil dari ekspansi gas cap. 3.2.1.2. Karakteristik Lubang Bor 1. Kedalaman Lubang Bor Di setiap sumur dengan kedalaman dibawah 10.000 ft semua metode pengangkatan adalah efisien.Sucker Rod mempunyai kemampuan mengangkat dari kedalaman yang sangat dalam,tetapi pada lubang bor yang lurus.Pompa Esp menghendaki kolom fluida yang tinggi dengan kedalaman yang dangkal,tetapi dapat digunakan pada sumur derectional(miring).Tidak dapat digunakan pada kedalaman yang dalam,karena biasanya motor akan rusak dan kabel akan putus. 2. Ukuran Tubing dan Ukuran Casing Dari ukuran tubing dan casing ini metode artificial dapat ditentukan.Biasanya semakin kecil ukurannya,semakin kecil pula laju produksi yang dihasilkan.Pipa yang berukuran terlalu kecil akan mengakibatkan friction loss yang besar dan mengakibatkan pengurangan efficiency volumetrik dari gas lift dan ESP. 3. Tipe Komplesi Design Artificial Lift juga tergantung tipe komplesi,apakah dengan open hole atau
menggunakan
interval
perforasi.Pertimbangan
utama
adalah
inflow
performance.Pada open hole,caving,problem,pasir yang masuk dapat menurunkan
inflow performance.Pada interval perforasi,densitas perforasi yang tidak cukup atau lubang yang tersumbat dapat menurunkan inflow performance. 3.2.1.3. Karakteristik Produksi 1. Inflow Performance Kemampuan sumur untuk memproduksikan fluida (inflow performance) adalah faktor
kritis
dalam
pemilihan
peralatan
artificial
lift.Kemampuan
untuk
memproduksikan fluida,pada masa sekarang,dengan atau tanpa stimulation maupun pada masa yang akan datang,harus dipertimbangkan untuk optimasi metode produksi artificial lift. 2. Laju Produksi Cairan Laju Produksi total cairan yang terproduksikan adalah faktor pengontrol dalam m pemilihan metode pengangkatan.Laju produksi yang tinggi dapat menggunakan pompa ESP atau continoeus gas lift.Untuk laju produksi yang sangat rendah,semua metode yang lainnya dapat digunakan kecuali continoeus gas lift.ESP banyak digunakan dalam aplikasi operasi produksi yang rendah,tetapi untuk produksi sumur yang kurang dari 200 BPD umumnya tidak diperhitungkan untuk pompa ESP kecuali pada kedalaman yang sangat rendah. 3. Water Cut Water cut dapat mempengaruhi langsung dalam total laju produksi.Sebagai contoh,banyak sumur yang harus memproduksikan 2000 BPD atau lebih air untuk mendapatkan 100 BPD atau kurang minyak.Water cut yang tinggi mempengaruhi inflow performance.Water cut yang tinggi dapat mengaruhi GLR total. 4. Gas-Liquid Ratio Produksi gas-minyak atau gas–liquid ratio mempengaruhi dalam pemilihan peralatan artificial lift.Efficiency semua metode pengangkatan dapat berkurang dengan meningkatnya gas-liquid ratio.Diatas 2000 SCF/bbl dapat diatasi dengan semua metode pengangkatan.Sucker rod Plunger pump dapat berkurang efficencynya
(40 %) pada batas atas dari range yang ada.Pada 2000-5000 SCF/bbl,intermittent gas lift mungkin apling efficient sejak gas dikeluarkan dari cycles. Design khusus untuk gas bebas,seperti tapered electrical pumps juga digunakan untuk mengurangi efficiency.Pada continous gas lift,penambahan gas akan menaikkan tekanan dasar lubang sumur.Oleh sebab itu gas-liquid ratio akan menjadi problem untuk semua metode pengangkatan. 3.2.1.4. Fasilitas Permukaan Fasilitas permukaan adalah faktor penting yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan metode artificial lift. 1. Surface Flowlines Tiga faktor penting surface flowlines yang mempengaruhi dalam pemilihan peralatan artificial lift.Luas,panjang dan surface choke mempengaruhi tekanan balik kepala sumur dan laju aliran.Parafin atau garam yang menyumbat dapat mengurangi ID dan menaikkan tekanan balik.Tekanan balik kepala sumur yang tinggi tidak baik dalam efficiency pada gas lift dan electrical submersible pump daripada pompa sucker rod. Di beberapa lapangan,produksi dapat meningkat dengan mengurangi tekanan balik kepala sumur.Hal ini dapat dilakukan dengan membersihkan pipapipa,mengganti pipa yang kecil atau panjang atau juga memindahkan choke.Selain itu,fasilitas permukaan seperti separator harus dioperasikan dengan tekanan yang minimum untuk mendapatkan produksi yang maksimum. 2. Tekanan Separator Tekanan
separator
berpengaruh
langsung
pada
tekanan
kepala
sumur.Meningkatkan efficiency dapat dilakukan dengan mengoperasikan separator pada tekanan yang rendah untuk mengurangi tekanan balik. 3.2.1.5. Problem Produksi Problem produksi menjadi sangat kompleks dan sulit untuk beberapa metode pengangkatan termasuk pasir,paraffin,scale,korosi,dan emulsi.
1. Kepasiran Kepasiran dapat menyebabkan problem erosi untuk semua type artificial lift.Meminimalkan kepasiran sangat diperlukan untuk efficiency pada downhole rod pump,electrical submersible 2. Paraffin Akumulasi paraffin pada bagian atas rangkaian tubing,wellhead atau flowlines akan menyebabkan tekanan balik dimana hal ini akan mengurangi efficiency.Untuk itu diperlukan tindakan pencegahan.Pompa sucker rod mempunyai keuntungan dibandingkan metode pengangkatan lainnya.Temperatur fluida yang tinggi dan inhibitors dapat disirkulasikan secepatnya pada hidrolik sistem. 3. Scale Scale
dapat
mengurangi
ID
tubing
dan
akhirnya
mengurangi
efficiency.Pencegahan dengan additive chemical dapat membuat pompa berumur lebih lama. 4. Korosi Korosi pada downhole dapat disebabkan oleh electrolisis antara type metal yang berbeda,H2S atau CO2 terdapat dalam fluida produksi,kegaraman yang tinggi atau saturasi braine water atau pengasaman metal.H2S adalah problem utama yang dapat menyebabkan kerusakan sucker rod. 5. Emulsi Problem emulsi harus diantipasi ketika perencanaan dan pemilihan metode artificial lift sulit dilakukan.Emulsi dapat menyebabkan kehilangan tekanan abnormal yang tinggi pada tubing.Akibat tekanan balik ini dapat mengurangi penambahan horse power dan mengurangi efficiency untuk semua tipe pengangkatan. 3.2.2. Perkiraan Laju Produksi 3.2.2.1. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Laju Produksi
Faktor-faktor yang harus diperhatikan dalam perencanaan laju produksi diantaranya adalah : mekanisme pendorong,produktifitas formasi,sifat litologi batuan,spasi sumur,tingkat heterogenitas reservoir,dan mobilitas dari fluida formasi. A. Mekanisme Pendorong Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya mekanisme pendorong alamiah ini akan menentukan jumlah minyak yang akan didorong ke sumur-sumur produksi dan kemudian diproduksikan. Uren membagi mekanisme pendorong yang mempengaruhi dalam perencanaan laju pengurangan ada dua macam,yaitu : 1. Reservoir dimana mekanisme pendorongnya adalah air,dan disebut juga dengan reservoir dibawah kondisi hydrolic control 2. Reservoir dimana mekanisme pendorongnya adalah gas,dan disebut juga dengan reservoir dibawah kondisi volumetrik control. Sedangkan mekanisme pendorong berdasarkan gravitasi tidak dimasukkan karena dianggap mekanisme pendorong tersebut selalu terdapat pada setiap reservoir. Jika reservoir mekanisme pendorongnya air dan batuan reservoir yang ada mempunyai permeabilitas yang tinggi dan porositas batuan memungkinkan kesetimbangan tekanan cepat tercapai,maka laju pengurasan dapat direncanakan besar.Tahap komplesi yang tertunda tidak akan mempengaruhi produksi mula-mula dan laju pengurasan yang ada. Untuk reservoir dengan kondisi tenaga dorong gas,jika laju pengurasan direncanakan kecil akan lebih baik.Hal ini dapat dimengerti karena mobilitas gas sebagai
mekanisme
didorong,sehingga
pendorong dibuat
agar
jauh
lebih
jangan
besar
sampai
daripada gas
minyak
terproduksi
yang
terlebih
dahulu,peristiwa gas terproduksi lebih dulu daripada minyak tersebut disebut dengan “gas slippage”. B. Produktivitas Formasi
Poduktivitas formasi ini akan memberikan besaran laju pengurangan yang diinginkan.Besarnya produktivitas formasi suatu reservoir akan dipengaruhi karakteristik batuan (permeabilitas,saturasi) karakteristik fluida formasi (kelarutan gas dalam minyak,faktor volume formasi,viscositas),besarnya perbedaan tekanan reservoir dengan tekanan didasar sumur,ketebalan lapisan produktif,serta mekanisme pendorong yang bekerja. Produktivitas formasi ini dinyatakan dalam bentuk konstan bersatuan yang dalam dunia perminyakan dikenal dengan istilah “Produktivity Index”. Seluruh faktor-faktor yang mempengaruhi besarnya produktivitas formasi diatas akan menunjukkan besaran-besaran yang berhubungan langsung dengan laju pengurasan. Untuk perhitungan secara matematis besarnya produktivitas formasi yang dinyatakan dalam bentuk productivity tersebut dapat dinyatakan dalam bentuk persamaan : PI
q
= ( Ps Pwf ) ....................................................................................................(3-
38) Dimana : PI
= Productivity Index,bbl/hari/psi
Q
= laju pengurasan cairan total (minyak + air),bpd
Ps
= Tekanan statik reservoir
Pwf
= Tekanan dasar sumur pada waktu ada aliran
C. Sifat Litologi Batuan Yang
dimaksud
dengan
sifat-sifat
litologi
batuan
reservoir
adalah
porositas,tekstur,derajat sementasi,dan lain-lainnya yang mempengaruhi dalam perencanaan laju pengurasan. Pada batuan porous maka perolehan minyak akan lebih besar jika dibandingkan dengan reservoir yang mempunyai porositas kecil.
Sedangkan permeabilitas memegang peranan penting dalam perencanaan laju pengurasan
yang
diinginkan.Reservoir
dengan
permeabilitas
rendah
akan
menyebabkan laju pengurasan yang kecil dan menyebabkan minyak terperangkap disekitar sumur sehingga gradien tekanan-tekanan yang tinggi tidak sanggup untuk menghasilkan laju pengurasan yang komersil. D. Spasi Sumur Spasi sumur dalam hal ini akan menunjukkan besarnya jari-jari pengurasan dari suatu reservoir yang akan diproduksi,dan hal ini merupakan salah satu hal yang penting untuk menentukan besarnya jari-jari pengurasan.Dan hal ini lebih dikenal dengan istilah area pengurasan. E. Tingkat Heterogenitas Reservoir Yang
dimaksud
dengan
heterogenitas
reservoir
adalah
tingkat
ketidakseragaman suatu reservoir dalam hal karakteristik batuan dan fluida reservoir. Pada umumnya reservoir bersifat heterogen karena berhubungan dengan proses sedimentasi yang membentuk batuan reservoir tersebut.Proses sedimentasi akan menyebabkan terjadinya bidang-bidang perlapisan yang menyebabkan terjadinya perbedaan porositas kepada ada atau tidaknya perlapisan impermeable yang memisahkannya. Pengaruh heterogenitas pada pengembangan lapangan minyak di lepas pantai yaitu dalam hal : 1. Penentuan Laju Pengurasan. Dimana laju pengurasan yang terlalu besar pada reservoir yang heterogen akan dapat menyebabkan terjadinya water atau gas coning/fingering. 2. Penentuan Spasi Sumur Dengan semakin tingginya heterogen reservoir,maka terjadi perbedaan spasi sumur yang terdapat di dalam reservoir yang bersangkutan. 3. Penentuan Sistim Peralatan Produksi
Dengan semakin tingginya tingkat heterogen reservoir maka akan terjadi pengguna sistim peralatan produksi yang berbeda antara satu dengan yang lainnya pada reservoir yang sama.Hal ini akan mempersulit operasi dilepas pantai dengan menggunakan platform karena terbatasnya tempat,kemampuan menahan beban dan sumber tenaga bagi peralatan produksi. Berdasarkan pengaruh heterogenitas yang tersebut di atas maka diperlukan perencanaan laju produksi,tetapi pada umumnya di lapangan dilakukan suatu idealisasi yaitu dengan menganggap bahwa reservoir merupakan reservoir yang homogen dalam mempermudah perencanaan,mengalir berada di bawah batas economic limit dan dibawah laju produksi kritisnya. 3.2.2.2. Konsep Maximum Efficient Rate (MER) Maximum Efficient Rate (MER) didefinisikan sebagai laju pengurasan tertinggi yang diijinkan dan dapat dipertahankan sepanjang waktu tanpa menyebabkan terjadinya kerusakan serta kehilangan energi,sehingga dapat dicapai ultimatum recovery.Konsep MER pada dasarnya dibagi menjadi dua,yaitu : 1. Pengaturam laju pengurasan reservoir (MER Reservoir) adalah pembatasan laju pengurasan total seluruh reservoir agar tidak terjadi kerusakan formasi dan pembuangan energi reservoir secara tidak eficien,sehingga besarnya MER reservoir ini dalam penentuannya tergantung pada mekanisme pendorong setiap reservoir. 2. Pengaturan laju pengurasan sumur (MER sumur),MER sumur adalah laju pengurasan formasi reservoir dan pemakaian energi yang tidak eficien.MER bukan merupakan karakteristik yang tetap dari suatu reservoir,akan tetapi tergantung pada mekanisme pendorong serta keadaan fluidanya yang terkandung didalam reservoir. Rate sensitif reservoir adalah besarnya rate produksi yang berpengaruh terhadap maksimal perolehan dari suatu jenis reservoir.Sedangkan yang termasuk jenis reservoir ini adalah gas cap drive dan water reservoir.
Mekanisme pendorong reservoir akan mempengaruhi laju produksi,yaitu solution gas drive,gas cap drive,segregation drive,dan combination drive. a. Reservoir Solution Gas Drive Mekanisme pendorong yang bekerja didalam reservoir ini disebabkan ekspansi gas yang semula terlarut dalam minyak dan pendesakan volume minyak sebagai akibat penurunan tekanan proses produksi.Mekanisme jenis ini tidak efisien,karena pengembangan gas yang terjadi menyebar ke seluruh reservoir,tidak merupakan massa pendorong yang komak,selain itu juga karena ikut terporduksinya gas selama produksi.Dengan demikian pada reservoir ini tidak mempunyai raet yang sensitif,sehingga pembatasan laju produksi minyak tidak mempunyai yang cukup berarti perolehan minyak. Ditinjau dari keadaan fisiknya penentuan MER untuk kondisi ini tidak dilakukan,sehingga penentuan laju produksi hanya berdasarkan pertimbangan ekonomis saja.Namun laju produksi yang ditentukan tidak boleh melebihi kemampuan kapasitas formasinya,sehingga perlu diketahui kapasitas formasi dengan cara membuat kurva IPR iuntuk reservoir ini dengan metode Vogel. b. Reservoir Gas Cap Drive Laju produksi yang efisien untuk reservoir ini adalah laju produksi yang sedemikian rupa sehingga fasa gas berada dibelakang fasa minyak.Laju produksi yang terlalu besar akan memberikan kesempatan pada gas untuk memisahkan diri dari larutannya,sehingga gas akan terproduksi.Akibatnya akan menurunkan efisiensi pendesakannya,dimana gas tenaga pendorongnya sedangkan laju produksi rendah akan menghasilkan efisiensi perolehan minyak yang cukup tinggi. Gas coning sering terjadi ketika proses produksi,karena sifat aliran minyaknya radial,maka akan menyebabkan terjadinya perbedaan tekanan,sehingga akan mengakibatkan GOC akan tertekan ke bawah di sekitar lubang sumur.Untuk mengimbangi penurunan tekanan karena aliran minyak pada zona gas ini,maka diperlukan adanya kolom gas yang lebih panjang di dekat lubang sumur.
Untuk mencegah terproduksinya gas akibat gas coning,maka sumur harus diproduksikan pada batas yang tidak melebihi kapasitas aliran kritis sumur itu.Untuk menentukan besarnya harga aliran kritis pada reservoir gas cap drive ini adalah : qcc
1.535K ( o g )(h2 ( h D)2) .............................................................. ln(re rw)
=
(3.39) dimana : h
= ketebalan mula-mula zona minyak,ft
(h-D) = interval perforasi,ft
Gambar 3-20 Kondisi sumur yang Mengalami Gas Coning (Arps,J.J.,1945) c. Reservoir Water Drive Pengontrolan laju produksi jenis ini didasarkan pada pertimbangan supaya menghindari terjadinya bentuk aliran kerucut atau water coning. Rate produksinya dibatasi supaya tidak melebihi rate influx-nya sehingga tekanan water drive sebagai pendorong yang dominan akan dapat berubah dan
reservoir akan berproduksi dibawah kondisi dissolved gas drive.Hal ini akan menyebabkan efisiensi recovery lebih rendah. Selain itu jika produksi sumurnya bisa dilakukan diatas laju kritis,maka air akan ikut terproduksi sehingga menyebabkan produksi minyak tidak efisien,karena pada kondisi ini akan terjadi water coning.Water coning terjadi di sekitar lubang sumur pada produksi akhir dari zona minyak yang dibawakannya terdapat air (botton edge),dimana titik masuk minyak ke dalam lubang sumur bergeser dari OWC.
Gambar 3-21 Kondisi Sumur-sumur yang Mengalami Water Coning ( Arps,JJ, 1945 )
Untuk reservoir yang berproduksi dibawah kondisi water drive,maka penentuan rate produksinya selain didasarkan pada rate water influx-nya juga dapat ditentukan berdasarkan aliran kritisnya. d. Reservoir Segresi Drive Pada reservoir yang berproduksi di bawah kondisi segregation drive,ada dua alasan bahwa recovery dari mekanisme ini sangat sensitive terhadap besarnya rate produksi yaitu :
Gas bukan merupakan fasa pendorong yang aktif. Tanpa faktor pembatasan rate,gas bebas akan dapat masuk ke dalam formasi.Pada kondisi ini tidak mungkin terjadi pemisahan gas bebas,sehingga gas bebas terpancar dengan tidak efektif dan mempercepat penurunan tekanan reservoir serta proses reservoir tersebut akan menjadikan lebih besar. MER untuk suatu reservoir dibawah kondisi gas cap drive adalah rate dimana tidak terdapat waktu yang cukup untuk pemisahan (segregation) antara minyak dan gas
secara
efektif,sehingga
menyebabkan
kehilangan
minyak
yang dapat
diproduksikan dalam jumlah yang besar.Oleh karena itu pendesakan gas ini tanpa dibantu dengan suatu fravitational segregation,maka kurang efisien,sehingga dapat mengurangi recovery. Suatu cara untuk menghindari agar tidak terjadi gas coning di mana gas banyak ikut terproduksi,yaitu penyelidikan terhadap performance produksi dari tiap-tiap sumurnya.Untuk mencegah terproduksinya gas akibat coning,maka sumur harus diproduksi dengan rate yang tidak melebihi kapasitas aliran kritisnya.Kapasitas aliran kritis disini adalah kapasitas maksimum di mana minyak dapat terproduksi tanpa ikutnya gas yang berasal dari gas coning. Persamaan uang digunakan untuk menentukan kapasitas aliran kritis minyak pada gas coning ini adalah sama seperti untuk menentukan kapasitas aliran kritis dalam water coning,yaitu yang diberikan oleh chierici. Qoc,g = 3073.10-3
h
ogkh Boo
(rD, ,d) .............................................................(3-
40) Dimana : Qoc,g = Kapasitas aliran kritis minyak tanpa ada/terjadi gas coning,STB/day.
o g hcg
= Selisih berat jenis minyak dan gas,r/cc = hch/h = jarak dari batas gas minyak ke puncak perforasi,ft.
Syarat tidak terjadinya gas coning adalah Qo < Qoc,g besarnya kapasitas aliran kritis untuk tiap sumur tergantung dari besarnya jarak perforasi ke batas minyakgas.Jadi besarnya kapasitas aliran kritis reservoir itu adalah jumlah Qoc,g masingmasing sumurnya.Apabila rate produksi ini dilampaui,maka akan terjadi gas coning,sehingga gas ikut terproduksi pada salah satu atau beberapa sumur.Hal ini akan menyebabkan berkurangnya ultimate recovery yang seharusnya diperoleh dari reservoir tersebut.Oleh karena itu rate produksi harus dioptimumkan dan biasanya diambil yang terkecil dari penentuan produksi yang dilakukan. e. Reservoir Combination Drive MER untuk reservoir combination drive adalah rate yang dapat memberikan keseimbangan
pada permukaan
minyak-gas dan minyak-air,sehingga tidak
menimbulkan gas coning dan water coning. Jika ketebalan efeltif lapangan minyak terletak di antara zona air dan gas cap,maka interval komplesi hc kurang sesuai,sehingga memungkinkan laju produksi minyak maksimal tanpa terjadi produksi air dan gas secara serentak yang dapat menimbulkan coning. Untuk menentukan besarnya rate produksi minyak maksimal harus diketahui hubungan besaran D, yaitu jarak perembesan minyak hc dan interval komplesi hc.Rate aliran minyak maksimum yang diperoleh dapat dibagi menjadi dua bagian yaitu : 1. qog yaitu rate maksimum yang diperoleh supaya tidak terjadi gas,coning,dihitung dari bidang z ke atas,yaitu suatu bidang tenpat kedudukan jalur aliran minyak yang horizontal,bbl/day. 2. Qow yaitu rate maksimum yang diperbolehkan supaya tidak terjadi water coning,dihitung dari bidang z ke bawah,bbl/day.
Gambar 3.22 Gas dan Water coning yang terjadi serentak (Arps,JJ.,1945) Secara matematis pernyataan di atas dapat dihitung dalam bentuk persamaan : ( g )
= 1,535 ln(re / rw) ((h-zo)2 – (h-D+hc – zo)) ....................................(3-
Qog 41)
(o g )
Qow
= 1,535 ln(re / rw)
K
((zo)2 – (zo-h+D)2) .......................................(3-
42) (qomax)
= qog +qow .........................................................................................(3-43)
Harga D dan zo dapat ditentukan dengan persamaan berikut : D
(o g )
= h = (h-hc) (w g ) .............................................................................(3-
44) Zo
(o g )
= h (w g ) ...........................................................................................(3-
45) 3.2.2.3. Penentuan Laju Produksi Optimum
3.2.2.3.1. Kontrol Produksi Untuk memperoleh minyak yang sebesar-besarnya perlu dilakukan pemilihan laju pengurasan,karena laju pengurasan yang benar akan mengurangi effisiensi recovery minyak.Tentu saja banyak pertimbangan-pertimbangan yang perlu dilakukan untuk pemilihan laju pengurasan ini agar dicapai ultimate recovery.Bukan laju
pengurasan
maksimum
yang
diinginkan,akan
tetapi
laju
pengurasan
optimum.Penyebab berkurangnya recovery minyak karena laju pengurasan adalah : - Laju produksi yang terlalu besar akan menyebabkan terjadinya penurunan tekanan dengan cepat serta akan menurunkan harga produktivitas formasi sehingga akhirnya akan memperkecil recovery yang didapat. - Air akan melewati minyak jika laju pengurasan terlalu cepat,sehingga air akan lebih banyak terproduksi dan akan mengurangi keefektifan pendorong minyak. - Laju pengurasan yang terlalu besar dapat pula menyebabkan terbentuknya water atau gas coning pada sumur serta dapat menyebabkan fingering. Besarnya draw down (PDD) PI dipengaruhi oleh besarnya permeabilitas batuan,ketebalan lapisan produktif dan sifat-sifat fisik fluida dan batuan reservoir.Besarnya PDD dipengaruhi oleh panjang tubing,diameter tubing,diameter choke,kekasaran pipa,kekentalan cairan dan density cairan.Lamanya pengurasan dari suatu sumur tergantung pada letak sumur tersebut terhadap WOC dan GOC,dimana sumur yang terletak dekat dengan dua bidang kontak akan cepat dijenuhi oleh gas dan air sehingga mempunyai GOR dan water cut yang tinggi. Untuk
mendapatkan
laju
produksi
optimum
tersebut,maka
dalam
perencanaannya perlu dikontrol terhadap besaran laju produksi kritis,dimana laju prodiksi tersebut dalam perencanaannya jangan sampai terjadi melebihi dari laju produksi kritisnya. 3.2.2.3.1.1. Penentuan Laju Produksi Kritis Tanpa Terjadi Kepasiran Sand free flow rate merupakan besarnya laju aliran kritis,dimana apabila sumur tersebut diproduksikan melebihi laju kritisnya akan timbul masalah kepasiran.Strein
memberikan besarnya laju aliran kritis yang diperkenankan,dimana ia memberikan persamaan sebagai berikut : QZ =
0,025 10 KzNzGzAz .................................................................................(3BzUzAt
46) Dimana : Qz
= Laju pengurasan atau produksi kritis,stb/day
Kz
= Permeabilitas formasi,md
Bz
= Faktor volume formasi,bbl/stb
Zz
= Jumlah lubang formasi
Uz
= Viscositas fluida,centipoise
At
= Luas kelengkungan butir pasir pada kondisi test,sq-ft
Az
= Luas kelengkungan butir pasir pada kondisi pengamanan,sq-ft
3.2.2.3.1.2. Penentuan Laju Aliran Kritis Tanpa Terjadi Coning Pengaturan laju pengukuran perlu dilakukan agar hasil perolehan yang maksimum (ultimate recovery) laju pengurasan tersebut merupakan laju pengurasan optimum.Laju pengurasan yang terlalu tinggi dapat mengakibatkan penurunan tekanan reservoir terlalu cepat,sehingga gas akan membebaskan diri dari minyak.Adanya gas bebas akan menurunkan tenaga pendorong dan permeabilitas efektif minyak sehingga laju pengurasan minyak akan berkurang,maka akan terjadi gas dan water coning reservoir rate sensitif.Dari kenyataan ini maka harus ditentukan besarnya laju pengurasan agar tidak terjadi coning,yaitu tidak melebihi kapasitas aliran kritisnya,kapasitas aliran kritis merupakan laju pengurasan tertinggi tanpa terjadi coning. 3.2.2.3.1.3. Penentuan Berdasarkan Rate Water Influx Pada reservoir di bawah kondisi water drive untuk mencegah penurunan yang terlalu cepat dari tekanan reservoir akibat proses produksi,maka rate produksi harus
dibatasi jangan melebihi rate water influx-nya,dapat juga digunakan metode material balance,dimana
metode
ini
berdasarkan
keseimbangan
volume
fluida
reservoir,dengan anggapan bahwa volune adalah tetap.Jadi jumlah minyak,air dan gas yang terproduksi harus diimbangi oleh volume air yang sama besar dari water influx dan dinyatakan dalam aturan yang sama misalnya barrel. Secara matematis pernyataan di atas dapat dituliskan sebagai : V = We .................................................................................................................(3-47) Dimana : We
= Volume water influx,bbl
V
= Volume pengosongan selama produksi,bbl
Besarnya water influx dapat ditentukan dengan tiga cara yang masing-masing tergantung pada kondisi alirannya. 1. Aliran steady state (Schiltuhuis) ( dWe / dt ) = k (P1 – P) ....................................................................................(3-48) dimana : k
= Konstanta water influx,bbl/day/psi
(P1-P)
= Perbedaan tekanan antara tekanan reservoir mula-mula dengan tekanan reservoir pada saat tertentu P,psi.
2. Aliran semi steady state (Hurst) We = C
t
0
( P, P ) dt .........................................................................................(3log dt
49) Dimana : C
= konstanta water influx,bbl/day/psi
3. Aliran Unsteady State (Hurrst-Van Everdingen) W = B5 P Q (tD) .............................................................................................(3-50)
Dimana : B
= Konstanta Water Influx,bbl/day/psi
P
= Perbedaan Tekanan,psi
Q (tD)
= Dimensionless Water Influx,merupakan fungsi dari re/rw dan tD,dimana td adalah dimensionless time.
Harga tD dapat dicari dengan persamaan : kwt
= 6.323 . 10-3 wCerw .............................................................(3-
T
51) = 1.119 Cw rw hf .....................................................................(3-52)
B Dimana : Kw
= Permeabilitas efektif air,md
T
= Waktu,day
= Viscositas air,cp
= Porositas,fraksi
Ce
= Kompresibilitas air dalam formasi,psi
Rw
= Jari-jari sumur,ft
Harga B ditentukan dengan persamaan : H
= Tebal rata-rata dari aquifer,ft
F
= Keliling reservoir yang dimasuki air,fraksi
3.2.2.3.2. Kapasitas Aliran Kritis Seperti halnya pada pembatasan laju produksi reservoir untuk laju produksi sumur pada reservoir,rate sensitif juga harus ditentukan besarnya laju produksi agar tidak terjadi coning. 3.2.2.3.2.1. Kapasitas Aliran Kritis Terhadap Gas Coning
Kapasitas aliran kritis adalah Laju produksi tertinggal tanpa terjadi coning,untuk menghitungnya dapat dilakukan dengan metode Chierichi,dengan persamaan : Qoc,g = 3.073
10-3
hogkh Boo
(rDe, , g)..............................................
(3-53) Agar tidak terjadi gas coning,besarnya laju produksi harus lebih kecil daripada aliran kritis,Qo
Untuk kapasitas maksimum setiap sumur minyak,metode Chierichi memberikan persamaan sebagai berikut : owkh
Qoc,w = 307.10-3 [ h2 Boo ] (rD, ,d) ..........................................................(354) Dimana : Qoc,w
= Kapasitas aliran kritis minyak tanpa terjadinya water
H
= Ketebalan total pasir yang mengandung minyak,ft.
ow
coning,STB/day
= Perbedaan berat jenis air-minyak,gr/cc
Kh
= Permeabilitas horizontal,md
RDe
= (re/h
Re
= Jari-jari pengurasan,ft
Kh
= Permeabilitas efektif arah vertikal,md
( kv / kh)
)
= Interval Perforasi,fraksi dari h
hwc
= Jarak dari batas air-minyak (WOC) ke dasar interval perforasi,ft
= hcw/h
Bo
= Faktor volume formasi minyak,bbl/STB
o
= Viscositas minyak di reservoir,cp
Syarat tidak terjadinya water coning Qo (rate produksi minyak)< Qoc,w Besarnya aliran kritis untuk setiap sumur berbeda-beda,tergantung dari besarnya jarak perforasi ke batas minyak-air (WOC).Jadi besarnya kapasitas aliran kritis reservoir adalah jumlah Q kritis masing-masing sumur.Sedangkan besarnya rate optimum biasanya diambil yang terkecil di antara penentuan-penentuan rate produksi.
BAB IV PEMBAHASAN Dalam merencanakan suatu metoda produksi yang akan diterapkan pada suatu lapangan minyak dan gas bumi haruslah ditunjang dengan pengetahuan yang memadai
tentang karakteristik reservoir pada lapangan tersebut. Karakteristik
reservoir disini menjadi sangat penting untuk diketahui sebagai bahan acuan atau landasan pemikiran dalam pemilihan metoda produksi yang akan digunakan sehingga diharapkan dapat memperoleh hasil yang optimal dalam pengelolaan atau pengusahaan lapangan migas. Reservoir sendiri adalah bagian dari kerak bumi yang merupakan tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi. Secara garis besar reservoir memiliki tiga kompenen utama yang saling berkaitan satu dengan yang lain. Komponen-komponen reservoir itu meliputi komponen wadah, komponen isi dan komponen kondisi. Kompenen wadah disini adalah merupakan batuan reservoir itu sendiri. Batuan reservoir adalah batuan yang menjadi tempat terakumulasinya fluida reservoir. Pada umumnya batuan reservoir adalah batuan sedimen, namun demikian batuan beku dan batuan metamorf dapat juga menjadi batuan reservoir. Batuan reservoir haruslah memiliki kemampuan untuk menyimpan fluida dan juga mengalirkan fluida yang dikandungnya. Kemampuan batuan reservoir dalam
menyimpan fluida erat kaitannya dengan sifat porositas, sedangkan kemampuan mengalirkan fluida erat kaitannya dengan sifat permeabilitas. Reservoir yang baik adalah reservoir yang mempunyai porositas besar dan permeabilitas yang besar. Porositas yang besar menggambarkan kemampuan reservoir menyimpan fluida dalam
jumlah
yang
besar,
sedangkan
tingkat
permeabilitas
yang
besar
menggambarkan kemampuan dari reservoir tersebut yang dapat mengalirkan fluida yang dikandungnya dengan baik. Disamping porositas dan permeabilitas juga terdapat sifat-sifat batuan reservoir yang lain seperti wettabilitas, tekanan kapiler, saturasi fluida dan kompresibilitas batuan yang juga parameter penting dalam pendiskripsian reservoir. Komponen isi merupakan komponen yang mengisi pori batuan reservoir, yaitu fluida reservoir. Fluida yang mengisi pori-pori batuan ini dapat berupa hidrokarbon ( minyak dan gas ) dan dapat juga berupa air yang biasanya disebut dengan air formasi. Fluida hidrokarbon yang terdapat di dalam reservoir pada kondisi tekanan dan temperature tertentu merupakan campuran yang komplek dalam komposisi kimianya dan dapat berupa gas, cair maupun zat padat tergantung dari komposisi
kimianya
dan
juga
kondisi
tekanan
dan
temperatur
yang
mempengaruhinya. Pada umumnya dalam suatu reservoir terdapat lebih dari satu macam fasa fluida, dimana salah satu dari fasa fluida tersebut berperan sebagai fasa pendorong bagi fasa yang lain. Hal ini dapat kita lihat pada reservoir yang memiliki mekanisme pendorong water drive dimana air berperan sebagai fasa pendorong bagi minyak. Ditinjau dari sifat-sifat fisik dan kimianya, fluida reservoir mempunyai sifat-sifat yang berbeda satu denga yang lain. Perbedaan dari sifat-sifat fisik dan kimia dari fluida reservoir tersebut memberikan dampak yang berbeda-beda. Salah satu yang dapat diamati secara jelas adalah perbedaan densitas antara air, minyak dan gas. Perbedaan densitas dari air, minyak dan gas mengakibatkan terjadinya pemisahan ke tiga fasa tersebut ( air, minyak dan gas ) secara gravitasi, dimana air yang memiliki densitas paling besar menempati posisi paling bawah disusul minyak dan gas yang berada diatasnya yang memiliki densitas lebih kecil. Kondisi ini secara tidak
langsung mengakibatkan terbentuknya mekanisme pendorong yang disebut gravitational segregation drive reservoir. Viscositas dari fluida reservoir merupakan salah satu pertimbangan dalam pemilihan metoda produksi yang akan diterapkan. Viscositas fluida yang tinggi akan mengakibatkan banyaknya jumlah pasir yang akan ikut terproduksi, sehingga dapat menimbulkan problem kepasiran. Tingkat salinitas yang tinggi dari air formasi juga perlu diperhatikan, dengan tingkat salinitas yang tinggi hal ini akan lebih mudah menyebabkan terjadinya korosi pada peralatan produksi yang digunakan, sehingga dapat memperpendek umur produktif dari alat-alat tersebut. Demikian pula halnya dengan perbandingan jumlah gas dan fluida ( GLR ) didalam reservoir, hal ini perlu diperhatikan karena semua metoda pengangkatan mengalami penurunan efisiensi dengan bertambahnya GLR. Komponen kondisi di dalam reservoir minyak dan gas bumi dinyatkan dalam tekanan ( P ) dan temperatur ( T ). Besarnya nilai tekanan dan temperatur di dalam reservoir sangat dipengaruhi oleh faktor kedalaman dari reservoir dan juga letak dari lapisan serta kandungan fluidanya. Faktor tekanan adalah kunci dari pemecahan persoalan tentang pergerakan minyak dan gas bumi di dalam reservoir. Adanya gradien tekanan yang ditunjukkan dengan perbedaan tekanan antara suatu daerah dengan daerah lainya di dalam reservoir merupakan penyebab utama timbulnya aliran fluida, dimana fluida bergerak dari daerah dengan tekanan tinggi menuju daerah dengan tekanan yang lebih rendah, atau dengan kata lain dari formasi menuju lubang sumur. Data tekanan ini sangat diperlukan guna menentukan produktifitas formasi produktif serta dalam pemilihan metoda produksi yang akan digunakan , sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan formasi. Ketersediaan data tekanan dan temperatur yang memadai juga akan sangat membantu dalam memperkirakan ulah kerja dari reservoir. Selain itu juga akan memudahkan dalam mengevaluasi parameter-parameter fluida reservoir seperti faktor volume formasi, kelarutan gas dalam minyak, viscositas dan sebagainya.
Fluida reservoir terakumulasi di bawah permukaan bumi dalam suatu perangkap. Secara umum perangkap reservoir ini dibedakan menjadi perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan perangkap kombinasi. Masing-masing jenis perangkap memiliki karakteristik yang berbeda tergantung dari proses geologi yang terjadi. Besar-kecilnya perangkap akan berkaitan secara langsung dengan kemampuan perangkap tersebut untuk menampung fluida, sehingga juga berkaitan dengan jumlah minyak dan gas bumi yang dapat ditampung di dalamnya. Banyaknya jumlah minyak dan gas yang dikandung akan menentukan nilai ekonomis suatu lapangan. Kemudian dapat ditentukan apakah lapangan tersebut menguntungkan untuk dikelola lebih lanjut atau tidak. Selain itu juga dapat dipilih metoda produksi yang sesuai untuk memproduksikan lapangan tersebut dan umur ekonomi dari lapangan tersebut. Perkiraan perilaku reservoir adalah suatu usaha untuk mendiskripsikan dinamika yang terjadi di dalam reservoir dengan menggunakan beberapa parameter yang berkaitan langsug dengan ulah kerja reservoir. Parameter yang digunakan untuk memperkirakan perilaku reservoir adalah tekanan, laju produksi, WOR dan GOR. Laju produksi adalah merupakan besaran yang menunjukkan kemampuan suatu lapisan untuk memproduksikan fluida yang dikandungnya. Laju produksi ini menggambarkan produktivitas suatu formasi yang biasanya dinyatakan dalam productivity index yang besarnya dipengaruhi oleh sifat fisik batuan, sifat fisik fluida, pressure drowdown, ketebalan formasi dan radius pengurasan. Laju produksi merupakan salah satu parameter yang menjadi pertimbangan layak atau tidaknya suatu sumur untuk dikembangkan. Dengan mengetahui laju produksi dari suatu sumur dapat diperkirakan problem produksi yang mungkin terjadi serta cara mengatasinya, serta dapat pula dijadikan bahan pertimbangan untuk menentukan kebijakan produksi selanjutnya. GOR ( Gas Oil Ratio ) dan WOR ( Water Oil Ratio ) adalah merupakan besaran yang menunjukkan perbandingan volume gas dan air terhadap volume minyak di dalam reservoir. GOR sangat dipengaruhi oleh faktor tekanan yang ada dalam reservoir. Apabila tekanan reservoir berada di atas titik gelembung ( Buble
Point ) gas akan sangat sulit untuk membebaskan diri dari minyak, sedangkan bila tekanan reservoir berada di bawah titik gelembung maka jumlah gas yang akan terbebas dari dalam minyak akan semakin bertambah. Hal ini terjadi seiring dengan turunnya tekanan reservoir akibat adanya proses produksi. Bertambah besarnya nilai GOR mengindikasikan bahwa tenaga alamiah reservoir untuk mengangkat fluida ( minyak ) ke permukaan semakin kecil, sehingga perlu di rencanakan suatu metoda pengangkatan buatan ( Artificial Lift ) untuk dapat memproduksikan minyak yang tersisa ke permukaan bila dinilai masih cukup ekonomis. Pada reservoir yang memiliki mekanisme pendorong water drive, diawal proses produksi air berfungsi sebagai fasa pendorong bagi minyak. Adanya proses produksi yang berlangsung terus-menerus mengakibatkan jumlah minyak yang terkandung di dalam reservoir semakin sedikit, air yang pada mulanya berfungsi sebagai fluida pendesak pada akhirnya juga ikut terproduksi ke permukaan. Semakin banyak jumlah air yang terproduksi ke permukaan menunjukkan tingkat ke ekonomisan sumur semakin menurun. Naiknya fluida reservoir ( minyak dan gas ) ke permukaan dipengaruhi oleh mekanisme pendorong yang bekerja di reservoir tersebut. Setiap mekanisme pendorong memiliki karakteristik tertentu yang membedakan satu dengan yang lain. Dengan mengetahui mekanisme pendorong yang bekerja pada suatu reservoir dapat diramalkan perilaku reservoir dimasa yang akan datang sehingga dapat direncanakan suatu program produksi dengan lebih dini dengan memperhitungkan kemungkinan problem produksi yang mungkin terjadi sesuai dengan mekanisme pendorong yang bekerja. Dalam proses pemilihan metoda produksi aspek karakteristik dan perilaku reservoir mutlak untuk diketahui guna mempermudah dalam proses pengambilan keputuasan. Pada awal proses produksi minyak biasanya digunakan metoda sembur alam. Metoda sembur alam adalah metoda produksi yang paling ekonomis bila dibandingkan dengan metoda-metoda yang lain ( artificial lift ). Metoda sembur alam merupakan metoda pengangkatan fluida
reservoir yang menggunakan tenaga
alamiah dari reservoir itu sendiri. Sumber tenaga ini dapat berasal dari tekanan
reservoir yang disebabkan oleh adanya pendesakan oleh air, gas terlarut dan tudung gas ( gas cap ). Seiring dengan berlangsungnya proses produksi maka produksi komulatif akan bertambah dan tekanan dari
reservoir akan berkurang sehingga
metoda sembur alam tidak ekonomis lagi untuk diterapkan. Secara umum metoda produksi dapat dikelompokkan ke dalam dua jenis yaitu, metoda pengangkatan sembur alam ( Natural Flow ) dan metoda pengangkatan buatan ( Artificial Lift ). Beberapa metoda artificial lift yang banyak digunakan diantaranya adalah sucker rod, gas lift dan pompa reda ( ESP ). Hal penting yang perlu diperhatikan dalam penerapan metoda produksi adalah faktor kehilangan tekanan dalam pipa vertikal ( vertical lift performance ). Faktor parameter batuan reservoir dan fluida reservoir serta produktivitas formasi juga perlu diperhatikan, karena faktor-faktor ini berkaitan erat dengan besarnya kehilangan tekanan dalam pipa vertikal. Dalam merencanakan suatu metoda produksi diperlukan data tentang perilaku reservoir. Hal ini penting guna melakukan peramalan terhadap laju produksi dari sumur dimasa yang akan datang, perkiraan recovery factor serta untuk menentukan kapan sumur tidak lagi berproduksi baik secara teknis maupun secara ekonomis Pada metoda sembur alam tekanan reservoir akan terus menurun seiring dengan bertambahnya waktu produksi. Guna mengoptimalkan kinerja dari sumur sembur alam ini diperlukan perencanaan yang baik mengenai ukuran panjang tubing dan diameter tubing Hal ini perlu dilakukan guna meminimalkan kehilangan energi yang terjadi sepanjang aliran fluida dari formasi ke kepala sumur. Adapun kegunaan dari perhitungan kehilangan tekanan aliran dalam pipa vertikal adalah untuk menentukan tekanan discharge baik untuk sumur pompa sucker rod ataupun submersible pump dan juga untuk menentukan jumlah gas injeksi, sehingga dapat diperoleh kehilangan tekanan aliran yang minimum ataupun penempatan katub unloading dan operasi dalam sumur gas lift. Pada penggunaan metoda artificial lift perlu juga dipertimbangkan kemungkinan problem produksi yang dapat terjadi berdasarkan data parameter reservoir yang ada. Pada problem korosi yang disebabkan oleh adanya gas yang
bersifat korosif yang pada umunya terjadi pada reservoir yang memiliki mekanisme pendorong gas cap drive, maka penggunaan metoda gas lift adalah yang lebih tepat. Hal ini dikarenakan gas injeksi yang diinjeksikan sudah direncanakan
terlebih
dahulu sehingga tidak bersifat korosif terhadap perlatan yang digunakan. Problem scale
yang biasanya terjadi pada batuan pasir yang memiliki
mekanisme pendorong water drive dan juga biasanya juga terjadi pada reservoir minyak jenuh, maka pemakaian metoda produksi yang paling tepat adalah dengan menggunakan sucker rod. Untuk mengatasi problem kepasiran yang biasanya terjadi pada formasi yang tidak kompak atau unconsolidated, metoda produksi yang cocok untuk diterapkan adalah gas lift. Penggunaan pompa untuk problem kepasiran kurang cocok karena terproduksinya pasir akan mengikis peralatan pompa dan pasir yang terkumpul diperlatan akan menimbulkan masalah tersendiri bila tidak segera diatasi. Problem paraffin yang biasanya terjadi pada fluida reservoir yang mengandung minyak berat lebih cocok menggunakan metoda pompa submersible bila dibandingkan dengan penggunaan metoda sucker rod atau gas lift. Dalam pemilihan metoda produksi artificial lift perlu juga dipertimbangkan beberapa faktor yaitu faktor GLR, PI, konsturksi dan kedalaman sumur. Untuk sumur yang mempunyai konstruksi vertikal dengan kedalaman
10.000-12.000 ft, lebih
cocok untuk menggunakan metoda gas lift dan sucker rod. Sedangkan untuk kedalaman lebih besar dari 12.000 ft, metoda yang cocok
digunakan adalah
hydraulic pump ( tidak dibahas ). Sementara untuk kedalaman yang dangkal, yaitu kurang dari 8.000 ft, maka semua metoda artificial lift dapat digunakan. Faktor Gas Liquid Ratio ( GLR ) juga merupakan faktor yang menjadikan pertimbangan dalam pemilihan jenis metoda produksi artificial lift. Hal ini dikarenakan semua metoda produksi artificial lift akan mengalami penurunan efisiensi pengangkatan fluida dengan bertambahnya nilai GLR. Sucker rod memiliki pengurangan efisiensi sekitar 40% bila nilai GLR lebih dari 200 SCF/bbl. Untuk nilai GLR antara 2.000-5.000 SCF/bbl akan lebih efisien bila menggunakan metoda produksi intermitten gas lift, hal ini dikarenakan gas keluar sejalan dengan sirkulasi gas ( injeksi gas ). Untuk nilai GLR diatas 2.000 SCF/bbl dapat ditangani oleh semua
metoda pengangkatan. Semakin tinggi nilai GLR maka kemungkinan timbulnya problem produksi bagi metoda-metoda pengangkatan buatan akan semakin besar. Sifat fisik minyak seperti viscositas dan berat jenis minyak juga memegang andil dalam menentukan pemilihan metoda artificial lift yang akan digunakan. Minyak dengan harga viscositas yang tinggi lebih cocok untuk diproduksikan dengan menggunakan metoda pompa bila dibandingkan dengan menggunakan metoda gas lift. Hal ini dikarenakan minyak dengan nilai viscositas yang tinggi memerlukan jumlah gas yang banyak untuk dapat menurunkan nilai viscositasnya sehingga dapat dialirkan kepermukaan. Berdasarkan berat jenisnya fluida reservoir ( minyak ) dibagi kedalam jenis minyak ringan, minyak menengah dan minyak berat. Minyak ringan adalah minyak yang mempunyai berat jenis 30 oAPI, minyak sedang 20 oAPI dan minyak ringan 1020 oAPI. Untuk jenis minyak berat baik untuk menggunakan pompa, sedangkan untuk minyak ringan sampai sedang dapat digunakan metoda produksi gas lift dan sembur alam. Ditinjau dari kondisi optimium dari masing-masing metoda produksi dan kombinasi nilai PI dan GLR maka akan diperoleh hubungan bahwa untuk harga PI tinggi dan GLR tinggi akan lebih baik bila menggunakan metoda produksi gas lift, sedangkan untuk harga PI tinggi dan GLR rendah dapat digunakan metoda produksi sembur alam ataupun pompa dan untuk harga PI rendah dan GLR rendah maka akan sangat menguntungkan bila digunakan metoda produksi intermittent gas lift.
BAB V KESIMPULAN 1.Karakteristik reservoir adalah faktor yang menjadi dasar pertimbangan dalam pemilihan metoda produksi, baik sifat fisik fluida maupun batuannya. 2.Dalam pemilihan metoda produksi perlu diperhatikan faktor kehilangan tekanan yang seminimal mungkin agar dapat dihasilkan recovery yang seoptimal mungkin. 3.Penentuan metoda produksi juga perlu mempertimbangkan kemungkinan problem produksi yang mungkin terjadi, sehingga dapat dihindari sedini mungkin, serta tidak melebihi kapasitas aliran kritis kepasiran, water coning dan gas coning. 4.Adanya harga water cut yang relatif tinggi pada reservoir water drive yang disebabkan adanya water influx dari aquifer di bawahnya menyebakan reservoir jenis ini lebih cocok untuk menggunakan metoda produksi pompa. 5.Pada reservoir solution gas drive yang dicirikan dengan harga GOR yang tinggi penggunaan metoda produksi gas lift lebih efisien karena dapat membantu mempertahankan atau meningkatkan harga GOR sehingga laju alir fluida dapat dipertahankan. 6.Penggunaan metoda produksi gas lift juga cocok bila diterapkan pada reservoir yang memiliki mekanisme pendorong gas cap drive dimana tenaga pendorongnya berasal dari tudung gas yang ada di bagian atasnya.
7.Metoda produksi dengan menggunakan sucker rod hanya terbatas pada sumursumur vertikal, hal ini disebabkan rod tidak mungkin melengkung mengikuti bentuk sumur.
DAFTAR PUSTAKA 1. Allen, T.O., Robert A.P.;”Production Operation Well Completion, Workover and Stimulation”, Oil and Gas Consultan International Inc, Vol. I, Tulsa, 1982. 2. Amyx, J.W., Bass, D.W.JR, Whitting, R.L.:” Petroleum Reservoir Engineering Physical Properties”, Mc Graw Hill Books Company, New York, Toronto, London, 1960. 3. Brown, Kermit E. :”The Technology Of Artificial Lift Method”,Vol. 1, Pen Well Book, Tulsa, Oklahoma, 1977. 4. Brown, Kermit E. :”The Technology Of Artificial Lift Method”,Vol. 2a, 2b, 4, Pen Well Book, Tulsa, Oklahoma, 1980. 5. Clark, N.J.;”Element of Petroleum Reservoir”, Revision Edition, American Institute Of Mining, Metalurgical and Petroleum Engineering, Inc., Dallas Texas, 1969. 6. Cole W., Frank.;”Reservoir Engineering Manual”, Second Edition, Gulf Publishing Co., Houston, Texas, USA, 1983. 7. Craft, B.C., Hawkins, M.F.;”Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Englewood Cliffs, Prentice Hall, Inc., New Jersy, 1959. 8. Frick, Thomas C, Taylor, R.William,;”Petroleum Production Handbook”, McGrawhill Book Company, Inc., New York, Toronto, London,1982.
9.
Koesomadinata, R.P.;”Geologi Minyak dan Gas Bumi”, Jilid 1 dan 2, ITB, Bandung, 1980.
10. Lee, Jhon.;”Gas Reservoir Engineering”, Society of Petroleum Engineers, New York, Dallas, 1981. 11.Mc Cain, William D. Jr.;”The Properties Of Petroleum Fluids”, Pen Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1979. 12.Nind, T.E.W.;”Principle Of Oil Well Production”, Mc Graw Hill Book Company, Inc., New York,1981. 13.Petti John; “Sedimentary Rock”, The John Hopkins University, Oxford and IBH Publishing Company, Calcuta, New Delhi, Second Edition,1957. 14.Pudjo Sukarno, DR. Ir.;”Hand Out Teknik Produksi”, Institut Teknologi Bandung, Bandung. 15.Sudrajat S.;” Electrical Submesible Pump and Myno Downhole Pump’, Lasmo Oil Ltd., Jakarta,1993.
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL…………………………………………………….. HALAMAN PENGESAHAN ………………………………………….. KATA PENGANTAR…………………………………………………... DAFTAR ISI…………………………………………………………….. DAFTAR GAMBAR……………………………………………………. DAFTAR TABEL………………………………………………………. BAB I. PENDAHULUAN……………………………………………… BAB II. TEORI DASAR RESERVOIR……………………………… 2.1. Karakteristik Batuan Reservoir………………………….. 2.1.1 Komposisi kimia batuan reservoir…………………. 2.1.1.1 Batupasir ………………………………….. 2.1.1.2 Batuan Karbonat…………………………… 2.1.1.3 Batuan Shale………………………………. 2.1.2 Sifat Fisik Batuan Reservoir……………………… 2.1.2.1 Porositas………………………………….. 2.1.2.2 Wetabilitas……………………………….
2.1.2.3 Tekanan Kapiler………………………………… 2.1.2.4 Saturasi Fluida……………………………. 2.1.2.5 Permeabilitas……………………………… 2.1.2.6 Kompresibilitas ……………………. 2.2. Karakteristik Fluida Reservoir………………………….. 2.2.1.Komposisi Kimia Fluida Reservoir………………….. 2.2.1.1 Komposisi Kimia Hidrokarbon……………… Daftar Isi ( Lanjutan ) 2.2.1.2 Komposisi Kimia Air Formasi……………….. 2.2.2 Sifat Fisik Fluida Reservoir………………………… 2.2.2.1 Sifat Fisik Gas…………………………….. 2.2.2.2 Sifat Fisik Minyak………………………… 2.2.2.3 Sifat Fisik Air Formasi……………………. 2.3. Kondisi Reservoir…………………………………………… 2.3.1. Tekanan Reservoir…………………………………….. 2.3.2. Temperatur Reservoir………………………………… 2.4. Jenis-Jenis Reservoir……………………………………….. 2.4.1 Berdasarkan Jenis Perangkap Reservoir…………………… 2.4.1.1 Perangkap Struktur…………………………. 2.4.1.2 Perangkap Stratigrafi…………………………. 2.4.1.3 Perangkap Kombinasi………………………… 2.4.2. Berdasarkan Mekanisme Pendorong Reservoir……… 2.4.2.1 Solution Gas Drive Reservoir………………………. 2.4.2.2 Gas Cap Drive Reservoir…………………….
2.4.2.3 Water Drive Reservoir………………………. 2.4.2.4 Segregation Drive Reservoir….. 2.4.2.5 Combination Drive Reservoir……………….. 2.4.3. Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon ………………….. 2.4.3.1 Reservoar Gas……………………………….. 2.4.3.2 Reservoar Gas Kondensat…………………… 2.4.3.3 Reservoar Minyak…………………………… Daftar Isi ( Lanjutan ) 2.5. Perkiraan Perilaku Reservoir…………………………….. 2.5.1. Pengertian Cadangan Reservoir……………............. 2.5.2. Perkiraan Cadangan Reservoir .................................. 2.5.2.1. Metode Volumetrik ...................................... 2.5.2.2. Metode Material Balance ............................. 2.5.2.3. Metode Decline Curve ................................. 2.5.3. Perkiraan Produktivitas Formasi .............................. 2.5.3.1. Productivity Index ....................................... 2.5.3.2. Inflow Performance Relationship ............... 2.5.3.3. Perkiraan Laju Produksi ............................. 2.5.4. Perkiraan Perilaku Reservoir ................................... 2.5.4.1. Berdasarkan Mekanisme Pendorong .......... 2.5.4.2. Berdasarkan Decline Curve ........................ 2.5.4.3. History Matching ........................................ BAB III PENGENALAN METODE PRODUKSI ARTIFICIAL LIFT 3.1. Macam-macam Metode Produksi Artificial Lift
3.1.1. Gas Lift…………………………………… 3.3.2.1.1. Prinsip Kerja Gas Lift…………………… 3.3.2.1.2. Peralatan Gas Lift……………………….. 3.3.2.1.3. Perencanaan Gas Lift……………………. 3.1.2. Electric Submersible Pump (ESP)……………. 3.1.2. 1. Prinsip Kerja ESP……………………. 3.1.2.2. Peralatan ESP………………………… Daftar Isi ( Lanjutan ) 3.1.2.3. Perencanaan ESP…………………….. 3.1.3. Sucker Rod Pump (Pompa Angguk)……………………………. 3.1.3.1. Prinsip Kerja Sucker Rod…………………… 3.1.3.2. Peralatan Sucker Rod………………………... 3.1.3.3. Perencanaan Sucker Rod……………………. 3.2. Penentuan Metode Produksi Artificial Lift Yang Tepat ……………… 3.2.1. Faktor-Faktor Yang Mempengaruhi …………………………… 3.2.1.1. Karakteristik Reservoir ……………………………….. 3.2.1.2. Karakteristik Lubang Bor ……………………………... 3.2.1.3. Karakteristik Produksi ………………………………... 3.2.1.4. Fasilitas Permukaan …………………………………… 3.2.1.5. Problem Produksi ……………………………………… 3.2.2. Perkiraan Laju Produksi ……………………………………….. 3.2.2.1. Faktor Yang Mempengaruhi Laju Produksi ………….. 3.2.2.2. Konsep MER …………………………………………. 3.2.2.3. Penentuan Laju Produksi Optimum …………………..
3.2.2.3.1. Kontrol Produksi …………………………… 3.2.2.3.1.1. Penentuan LajuProduksi Kritis Tanpa Kepasiran ………………. 3.2.2.3.1.2. Penentuan Laju Aliran Kritis Tanpa Terjadi Coning …………. 3.2.2.3.1.3. Penentuan Berdasarkan Rate Water Influx ………………….. Daftar Isi ( Lanjutan ) 3.2.2.3.2. Kapasitas Aliran Kritis ……………………. 3.2.2.3.2.1. Kapasitas Aliran Kritis Terhadap Terhadap Gas Coning ……….. 3.2.2.3.2.2. Kapasitas Aliran Kritis Terhadap Water Coning … ………………. BAB IV. PEMBAHASAN.......................................................................... BAB V. KESIMPULAN………………………………………………... DAFTAR PUSTAKA……………………………………………………. LAMPIRAN .............................................................................................
DAFTAR GAMBAR Gambar BAB II 2.1. Tipe Porositas Reservoir ( batupasir dan batugamping )…………………… 2.2. Gaya-Gaya Setimbang di Dalam Sistem Air-Minyak Zat Padat......………. 2.3. Kurva Tekanan Kapiler ………….. 2.4. Kurva Kompresibilitas Pori-pori Batuan …………… 2.5. Pengaruh Viscositas Minyak terhadap Berbagai Tekanan ……………… 2.6. Harga Bo terhadap Tekanan …………………………………. 2.7. Harga Rs terhadap Berbagai Harga Tekanan ………………… 2.8. Viscositas Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T ......……………………. 2.9 Kompresibilatas Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T ………………… 2.10. Kelarutan Gas dalam Air Formasi Sebagai Fungsi P dan T ....………… 2.11. ∆Vwt Sebagai Fungsi Suhu Reservoir ………………….. 2.12. ∆Vwp Sebagai Fungsi Tekanan Reservoir ……………… 2.13. Gradient Temperatur Terhadap Kedalaman Suatu Lapangan ………….. 2.14. Prinsip Penjebakan Minyak dalam Perangkap Struktur ………………
2.15. Perangkap Ketidakselarasan ………………………………................... 2.16. Kombinasi Perangkap Stratigrafi dan Struktur Lipatan Dimana disuatu Pihak Lapisan Reservoir Membaji ……………......................... 2.17. Solution Gas Drive Reservoir …………………..................................... 2.18. Karakteristik Tekanan, PI dan GOR pada Solution Gas Drive Reservoir ………………………………………………........................ 2.19. Gas Cap Drive Reservoir ……………………………….. Daftar Gambar ( Lanjutan ) 2.20. Water Drive Reservoir ……………………………………………. 2.21. Karakteristik Tekanan, PI dan GOR pada Water Drive Reservoir … 2.22. Combination Drive Reservoir ……………………………………… 2.23. Diagram Fasa dari Gas Basah ……................................................... 2.24. Diagram Fasa dari Gas Kering .......................……………………… 2.25. Diagram Fasa dari Gas Kondensat ……….......................................... 2.26. Diagram Fasa dari Minyak Berat …………………………………… 2.27. Diagram Fasa dari Minyak Ringan ...……………………………….. BAB III 3.1. Mekanisme Operasi Continous Gas Lift…………………………….. 3.2. Ilustrasi Sumur dengan Laju Aliran yang Kontinyu………………… 3.3. Siklus Operasi Intermitten Gas Lift…………………………………. 3.4.Grafik Tekanan Dasar Sumur pada Proses Intermitten Gas Lift…….. 3.5. Skematis Pressure Valve ……………………………………………. 3.6. Fluid Operating Valve……………………………………………….. 3.7. Skema Thorting Pressure Valve………………………………………
3.8. Instalasi Electric Submersible Pump………………………………….. 3.9. Motor Pompa ESP…………………………………………………….. 3.10. Kabel………………………………………………………………….. 3.11. Seal Section atau Protector …………………………………………… 3.12. Gas Separator atau Intake Section ……………………………………. 3.13. Chart Kehilangan Tekanan dalam Pipa……………………………….. 3.14. Chart Kehilangan Tegangan …………………………………………. Daftar Gambar ( Lanjutan ) 3.15. Prinsip Kerja Pompa Sucker Rod……………………………………. 3.16. Conventional Pumping Unit…………………………………………..... 3.17. Skema Rangkaian Sucker Rod ………………………………………… 3.18. Skema Rangkaian Tubing pada Sumur Pompa……………………….. 3.19. Diagram Pemilihan Unit Pompa dan Panjang Langakah …………….. 3.20. Kondisi sumur yang mengalami Gas Coning ........................................ 3.21. Kondisi sumur-sumur yang mengalami Water Coning ……………….. 3.22. Gas dan Water coning yang terjadi serentak ………………………….
DAFTAR TABEL Tabel BAB II II-1. Komposisi Kimia Batupassir Orthoquarzite ……………………….. II-2. Komposisi Kimia Mineral Graywacke……………………………... II-3. Komposisi Kimia Batupasir Graywacke …………………………… II-4. Komposisi Kimia Mineral Arkose………………………………… II-5. Komposisi Kimia Arkose…………………………………………... II-6. Komposisi Kimia Batuan Karbonat Limestone……………………. II-7. Komposisi Kimia Dolomite………………………………………... II-8. Komposisi Kimia Batuan Shale……………………………………. II-9. Sifat-sifat Fisik Alkana (CnH2n+2 )………………………………….. II-10. Sifat – sifat Fisik Alkena …………………………………………. II-11. Sifat-sifat Fisik Hodrokarbon Naftena Aromat yang Polisiklis…… II-12. Konstanta C1, C2, C3 dan C4 ……………………………………… II-13. Konstanta Cn untuk masing-masing An …………………………... BAB III
III-1. Jenis-jenis Motor ESP …………………………………………… III-2. Jenis Motor ………………………………………………………. III-3. Kriteria Penentuan Sistem Injeksi ……………………………….. III-4. Contoh Tabel Design Untuk API Size 40 unit dengan 34-Inch ….. III-5. Data Plunger Pompa ……………………………………………… III-6. Data Sucker Rod …………………………………………………..
DAFTAR LAMPIRAN
Tabel Pemilihan Metoda Produksi Berdasarkan Karakteristik Reservoir……… Keuntungan dari Artificial Lift System………………………………………… Kerugian dari Artificial Lift System…………………………………………… Perhitungan Kurva IPR 2 Fasa dengan Menggunakan Persamaan Vogel ……... Perencanaan Metoda Produksi Sembur Buatan Menggunakan Pompa Sucker Rod …………………………………………………………….. Perhitungan Pump Displacement dan Komponen Pompa Sucker Rod ………… Perhitungan Penentuan Kedalaman Operating Valve dan GLR Minimum ( Teoritis )…………………………………………………………… Perhitungan Untuk Metoda Produksi ESP……………………
KATA PENGANTAR
Segala puja dan puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan nikmat dan hidayah-Nya kepada hamba-hamba-Nya,sehingga penulis dapat menyelesaikan penulisan Komprehensif ini berjudul : PENENTUAN METODE PRODUKSI ARTIFICIAL LIFT YANG
OPTIMUM
BERDASARKAN
KARAKTERISTIK RESERVOIR. Shalawat serta salam kepada Nabi Muhammad SAW beserta para keluarga,sahabat,dan pengikutnya hingga akhir zaman nanti. Dalam kesempatan kali ini penulis ingin menghaturkan rasa terima kasih yang sebesar-besarnya kepada : 1. Allah dan Rasul-Nya yang telah membimbing untuk menuju jalan yang diridhoi-Nya 2. Abi dan Ummi yang telah memberikan dorongan semangat kepadaku untuk menyelesaikan komprehensif ini 3. Bapak Dr.Ir.Didit Welly,MS selaku Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta 4. Bapak Dr.Ir.Sudarmoyo,SE,MS, selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
5. Bapak Ir.P.Subiatmono,MT selaku sekretaris Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta 6. Ibu Mth.Kristiati,ST,MT,selaku Koordinator Komprehensif 7. Bapak Ir.Sayoga Heru P,MT selaku Dosen Pembimbing I 8. Bapak Ir.Aris Buntoro,MT selaku Dosen Pembimbing II 9. Ibu Dr.Ir.Dyah Rini.R.MT selaku Dosen Wali 10. Rekan-rekan angkatan 2001 pada khususnya dan minyak pada umumnya Dalam penulisan Komprehensif ini penulis menyadari masih terdapat kekurangan diberbagai hal,untuk itu kritik yang membangun sangat penulis harapkan guna perbaikan dimasa-masa yang akan datang. Semoga dengan diselesaikannya penulisan Komprehensif ini dapat membawa manfaat yang sebesar-besarnya baik kepada pembaca terlebih kepada diri penulis pribadi.Amien.
Yogyakarta, 1 September 2005
Penulis
BAB IV PEMBAHASAN
LAMPIRAN
