BAB I KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR Karakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga tidak dapat dikontrol. Batuan formasi mempunyai sifat-sifat atau karakteristik yang secara umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat mekanik batuan. Sifat-sifat
fisik
batuan
meliputi
:
porositas,
saturasi,
permeabilitas
serta
kompressibilitas, sedangkan sifat-sifat mekanik batuan meliputi : strength (kekuatan) batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas, elastisitas dan tekanan batuan.
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 akan menentukan macam batuan. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir, batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang vulkanik. 1.1. BATUPASIR
Menurut
Pettijohn,
batupasir
dibagi
menjadi
tiga
kelompok,
yaitu
:
Orthoquarzites, Graywacke dan arkose. a. Orthoquarzites, merupakan jenis batuan sedimen sedimen yang terbentuk dari proses yang menghasilkan unsure silica yang tinggi, dengan tidak mengalami metamorfosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz) dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri atas carbonate dan silica. b. Graywacke, merupakan jenis batupasir yang tersusun tersusun dari unsur-unsur unsur- unsur mineral mineral yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate. c. Arkose, merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar jumlahnya lebih banyak banyak dari quartz. quartz.
1.2. BATUAN KARBONAT
Terdiri atas limestone, dolomite. a. Limestone, adalah kelompok batuan yang yang mengandung mengandung paling sedikit 80% calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh calcite. b. Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsure karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia dolomite hampir mirip dengan limestone, kecuali unsure MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.
1.3. BATUAN SHALE
Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon dioxide (SiO 2), 15% aluminium oxide (Al 2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe 2O3, 2% magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K 2O), 1% sodium oxide (Na 2O) dan 5% air (H 2O). sisanya adalah metal oxide dan anion.
2. SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR
1. POROSITAS
Porositas (Φ ( Φ) merupakan perbandingan antara ruang kosong (pori-pori) dalam batuan dengan volume total batuan yang diekspresikan di dalam persen. Vp Vb
x100 100 % atau
Vb Vg 100 % x100 Vb
dimana : Vp
= volume ruang pori-pori batuan
Vb
= volume batuan total (bulk volume)
Vg
= volume padatan batuan total (grain volume)
Φ
= porositas batuan
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua : a. Porositas absolute, yang merupakan persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total. volumepori total valumebatu antotal
x100 100 %
b. Porositas efektif, yang merupakan persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total. volumepori yan yangb gbeerhub rhub ungan volumebatu antotal
x100 100 %
1.2. BATUAN KARBONAT
Terdiri atas limestone, dolomite. a. Limestone, adalah kelompok batuan yang yang mengandung mengandung paling sedikit 80% calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh calcite. b. Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang mengandung unsure karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia dolomite hampir mirip dengan limestone, kecuali unsure MgO merupakan unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.
1.3. BATUAN SHALE
Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon dioxide (SiO 2), 15% aluminium oxide (Al 2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe 2O3, 2% magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K 2O), 1% sodium oxide (Na 2O) dan 5% air (H 2O). sisanya adalah metal oxide dan anion.
2. SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR
1. POROSITAS
Porositas (Φ ( Φ) merupakan perbandingan antara ruang kosong (pori-pori) dalam batuan dengan volume total batuan yang diekspresikan di dalam persen. Vp Vb
x100 100 % atau
Vb Vg 100 % x100 Vb
dimana : Vp
= volume ruang pori-pori batuan
Vb
= volume batuan total (bulk volume)
Vg
= volume padatan batuan total (grain volume)
Φ
= porositas batuan
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua : a. Porositas absolute, yang merupakan persen volume pori-pori total terhadap volume batuan total. volumepori total valumebatu antotal
x100 100 %
b. Porositas efektif, yang merupakan persen volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total. volumepori yan yangb gbeerhub rhub ungan volumebatu antotal
x100 100 %
Selain itu, menurut terjadinya, porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : a. Porositas primer, merupakan porositas yang terbentuk pada waktu batuan sediment diendapkan. b. Porositas sekunder, merupakan porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan sediment terendapkan.
2. WETTABILITAS
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida 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, gaya adhesi A T yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :
AT
so
sw
wo. cos co s wo
dimana ; σso
= tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm
σsw
= tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm
σwo
= tegangan permukaan minyak-air, minyak-air , dyne/cm
wo
= sudut kontak minyak-air.
Suatu cairan yang dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya posi posittif (
< 90 90 o), yang berarti batuan bersifat water wet, sedangkan bila air tidak
membasahi membasahi zat padat padat maka maka tegangan tegangan adhesinya adhesinya negative (
> 90 o), berarti batuan
bersifat oil wet. Pada umumnya, reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan, sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.
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 pertemuan 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
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 :
Pc
2 . cos
. g .h
r
dimana : Pc
= tekanan kapiler
r
= jari-jari lengkung pori-pori
σ
= tegangan permukaan antara
Δρ
= perbedaan densitas dua fluida
g
= percepatan gravitasi
h
= tinggi kolom
dua fluida cos
= sudut kontak permukaan antara dua fluida
Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak maupun gas, yaitu :
Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir reservoi r
Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.
4. SATURASI
Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Saturasi dapat dinyatakan dalam persamaan dibawah ini : a. Saturasi minyak (So) adalah : So
min yak volumepori poriyan po riyangd gdiisioleh i
volumepori poritotal po ritotal
b. Saturasi air (Sg) adalah : volumepori poriyan po riyangd gdiisiolehair i
Sw
volumepori poritota po ritotal l
c. Saturasi gas (Sg) adalah : Sg
volumepori poriyan po riyangd gdiisigas i volumepori po ritotal ritota l
Jika pori-pori diisi oleh gas-minyak-air, maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1 Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka : So + Sw = 1
5. PERMEABILITAS
Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan kemampuan
dari
suatu
batuan
untuk
mengalirkan
fluida.
Teori
tersebut
dikembangkan oleh Henry Darcy. Darcy mengungkapkan bahwa kecepatan alir melewati suatu media yang porous berbanding lurus dengan penurunan tekanan per unit panjang, dan berbanding terbalik terhadap viskositas fluida yang mengalir. Persamaan permeabilitas :
PTP2
V
k dP dL
Dimana : V
= kecepatan aliran, cm/sec
μ
= viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL= penurunan tekanan per unit panjang, atm/cm k
= permeabilitas, darcy
6. KOMPRESSIBILITAS
Menurut Geertsma, terdapat tiga macam kompressibilitas pada batuan yaitu : a.
Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksional perubahan volume dari material padatan batuan (grain) terhadap satuan perubahan tekanan.
b.
Kompressibilitas batuan keseluruhan, yaitu fraksional perubahan volume dari volume batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
c.
Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksional perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam
tekanan, yaitu ;
Internal stress yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi)
External stress yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya (tekanan overburden)
PTP2
BAB II KARAKTERISTIK FLUIDA RESERVOIR
Fluida reservoir berupa hidrokarbon yang memiliki sifat-sifat fisik yaitu : viscositas, faktor volume formasi, densitas dan compresibilitas. Sifat fisik ini sangat dipengaruhi oleh perubahan tekanan dan temperatur reservoirnya. Kegunaan mengetahui sifat-sifat hidrokarbon antara lain untuk memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dan sebagainya.
1 Sifat Fisik Minyak
Dengan mengetahui sifat-sifat fisik minyak kita dapat memperkirakan dan merencanakan pemboran, penyelesaian sumur, produksi serta sistem pengiriman yang efisien dan aman. 1.1. Densitas Minyak.
Berat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap volume minyak. Densitas minyak dinyatakan dengan
spesific
gravity. Hubungan berat jenis minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat
jenis air, dengan Persamaan : SGMinyak
BJ min yak BJair
………………………………………………………… (1 -1)
Didalam dunia perminyakan, spesific gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan o
API (American Petroleum Instute). Hubungan SG minyak dengan o API dapat
dirumuskan sebagai berikut : o
API
141,5
SG
131,5 ………………………………………………………………… (1 -2)
Harga-harga o API untuk beberapa jenis minyak : - minyak ringan, ≥ 30 o API - minyak sedang, berkisar 20 - 30 o API - minyak berat, berkisar 10 - 20 o API
1.2. Viscositas Minyak
Viscositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara viscositas minyak ( μo) terhadap tekanan dapat dijelaskan sebagai berikut:
PTP2
Bila tekanan mula-mula di atas tekanan gelembung, maka penurunan tekanan akan menyebabkan viscositas minyak berkurang, karena pengembangan volume minyak, berarti gas yang terkandung di dalam minyak cukup besar. Kemudian bila tekanan diturunkan sampai tekanan gelembung, maka penurunan tekanan di bawah tekanan gelembung (Pb) akan menaikkan viscositas minyaknya, karena pada keadaan ini mulai dibebaskan sejumlah gas dari larutan minyak.
1.3. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)
Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standart 14.7 psia dan 60
o
F, ketika
minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir. Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain : a. Tekanan reservoir
Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik, kecuali jika tekanan gelembung (Pb) telah terlewati. b, Temperatur reservoir
Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik. c. Komposisi gas
Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas. d. Komposisi minyak
Pada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenis minyak atau naiknya o API minyak. Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh cara bagaimana gas dibebaskan dari larutan hidrokarbon.
1.4. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psia, 60OF). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Istilah faktor penyusutan atau shrinkage factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga faktor volume formasi minyak ( Bo).
PTP2
1.5. Kompresibilitas Minyak
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan. Untuk kompressibilitas minyak yang berada diatas tekanan gelembung dapat dinyatakan dengan : Co
1 dV .
V dP
………………………………….…………………………. (1 -3)
Kompressibilitas minyak jenuh jelas lebih tinggi dibandingkan dengan minyak tak jenuh, karena adanya penurunan tekanan sebagai akibat keluarnya gas dari minyak volume total minyak sisa akan berkurang. Kompressibilitas minyak dibawah titik gelembung akan membesar bila dibandingkan dengan ketika berada diatas titik gelembung, hal ini dapat dijelaskan karena turunnya tekanan, gas akan membebaskan diri dari larutan. Volume minyak yang tertinggal akan berkurang dengan turunnya tekanan akibatnya volume fluida hidrokarbon total yang terdiri dari minyak dan gas alam lambat laun terjadi lebih banyak seiring dengan turunnya tekanan dan ini menyebabkan kompressibilitas sistem menjadi lebih tinggi dibandingkan dengan kompressibilitas cairan minyaknya sendiri.
PTP2
BAB III SIFAT FISIK GAS
1. SPECIFIC GRAVITY GAS
Adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap berat molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama. Ada dua hukum tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi/difusi dari Graham dan hukum Avogadro. Hukum efusi/difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas pada temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan akar kuadrat massa jenisnya. Adapun persamaannya adalah : v1
d 2
v2
d 1
………………………………………………….. (1-1)
Dimana : v = kecepatan efusi/difusi gas d = densitas gas. Hukum Avogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan volume tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat molekulnya, atau secara matematis dinyatakan sebagai berikut : d 1
M 1
d 2
M 2
…………………………………………………. (1-2)
Dimana : M = berat molekul gas A. FAKTOR DEVIASI GAS
Suatu gas ideal adalah fluida yang : 1. Memiliki volume dari molekul relatif dapat diabaikan dibandingkan dengan volume dari fluida secara menyeluruh. 2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu berada. 3. Semua tumbukan dari molekul elastis murni, yang berarti tidak ada kehilangan energi dalam akibat tubrukan tadi.
PTP2
Dasar untuk menggambarkan suatu gas ideal adalah hukum gas, antara lain hukum Boyle, hukum Charles dan hukum Avogadro. Dari gabungan
antara
ke
tiga
hukum
tersebut,
didapat
persamaan
kesetimbangan :
P .V
n. R.T
..................................................................... (1-3)
Dimana : P = Tekanan, psia
n = Jumlah mol gas
V = Volume, cuft
R = Konstanta, 10.732 psia cuft/lb-mol oR
T = Temperatur, oR
Faktor deviasi gas adalah perbandingan antara volume gas pada keadaan tekanan dan temperatur sebenarnya dibagi dengan volume gas pada keadaan ideal/standar. Sehingga persamaan kesetimbangan : P .V
Z .n. R.T
………………………………………………. (1-4)
Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan, temperatur atau komposisi gas. Katz dan Standing telah menghasilkan grafik korelasi : Z = f (Ppr, Tpr)
................................................. (1-5)
Dimana : Ppr = P/Ppc
Tpc = Σ yi. Tci,
Tpr = T/Tpc
Ppc = Σyi. Pci.
Dimana : yi = fraksi mol komponen i Tci = temperatur kritis komponen ke I, oR Pci = tekanan kritis komponen ke I, psia
2. FAKTOR VOLUME FORMASI GAS (Bg)
Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai perbandingan volume gas dalam kondisi reservoir dengan volume gas dalam kondisi permukaan. Adapun persamaannya penentuan factor volume formasi
gas (Bg) dengan asumsi menggunakan Tsc = 520 oR dan Psc = 14.7 psia serta Zsc = 1, maka persamaan faktor volume formasi gas (Bg) adalah :
0.0283. Z .T / P ....... ft 3 / scf
Bg
…………………………………... (1-6)
atau
0.00504. Z .T / P .......bb l / scf
Bg
3. KOMPRESSIBILITAS GAS (Cg)
Kompressibilitas isothermal dari gas diukur dari perubahan volume per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan. Adapun persamaan kompressibilitas gas adalah :
- Gas ideal : C
P / nRT ( nRT / P 2 )
1/ P ……………………. (1-7)
- Gas nyata : C 1/ P 1/ Z ( Z / P )
.............................. (1-8)
4. VISKOSITAS GAS (µg)
Viskositas
adalah
gesekan
dalam
fluida
(resistance)
untuk
mengalir. Jika gesekan antara lapisan fluida kecil (low viscosity), gaya shearing yang ada akan mengakibatkan gradien kecepatan besar sehingga
mengakibatkan
fluida
untuk
bergerak.
Jika
viskositas
bertambah maka masing-masing lapisan fluida mempunyai gaya gesek yang besar pada persinggungan lapisan, sehingga kecepatan akan menurun. Viskositas dari fluida didefinisikan sebagai perbandingan shear force per unit luas dengan gradien kecepatan. Viskositas dinyatakan dengan Centipoise (cp). Viscositas temperatur
dari dan
suatu
gas
campuran
komposisi.
tergantung
pada
Carr-Kobayashi-Burrows
tekanan, membuat
persamaan yaitu :
1
f ( M , T )
/ 1
f ( , T )
f ( Ppr , Tpr )
…………………………………………. (1-9)
Dimana : µ1 = viskositas pada tekanan 1 atm µ = viskositas pada tekanan > 1 atm. 5. DENSITAS GAS ( ρg)
Densitas gas (ρg) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume. Dari definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan untuk menghitung densitas gas pada berbagai P dan T tertentu, yaitu: g
m
PM
V
RT
………………………………………….. (1-10)
dimana : m = berat gas, lb V = volume gas, cuft M = berat molekul gas, lb/lb mole P = tekanan reservoir, psia T = temperatur, oR R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR
BAB IV PANAS BUMI (GEOTHERMAL)
1. Latar Belakang
Dengan semakin naiknya harga bahan baker minyak dan sumber energi yang lain, maka orang mulai berusaha untuk mencari sumber energi pengganti, dan hal ini jatuh pada energi panas bumi yang saat ini mulai dikembangkan diberbagai Negara di dunia. Pada tahun 1918 di Larderello Italia dihasilkan uap alam yang bias dimanfaatkan untuk menggerakkan tenaga listrik. Hal ini memberikan rangsangan buat negara lainnya untuk mencoba memanfatkan sumber tenaga baru ini. Hal ini juga terjadi di Indonesia yang berhasil melakukan pemboran di Kamojang pada tahun 1926 dan berhasil menyemburkan uap panas dari salah satu sumurnya (KMJ-3) sampai sekarang. Negara-negara yang saat ini telah berhasil memanfaatkan panasbumi adalah : Amerika Serikat, Italia, Selandia Baru, Jepang, Philipina, Iceland dan Indonesia. Sumber panas bumi umumnya terdapat disekitar jalur gunung api karena magma merupakan sumber panasnya.
2. Tingkat Polusi
Dibanding dengan sumber energi bahan bakar maka sumber tenaga panas bumi relatif tidak terlalu menyebabkan pencemaran lingkungan lingkungan (non pollution). Lapangan geothermal umumnya berhubungan erat dengan aktifitas gunung berapi. Dari kemanfaatan panas bumi dipermukaan seperti : fumarola, solfatara, lumpur panas dan mata air dikeluarkan “non coudensable gasses” seperti CO 2, NH 3, N2, H2, SO2 dan CH 4. Gas-gas tersebut diatas apabila terdapat didalam jumlah/konsentrasi yang tinggi bisa membahayakan bagi manusia atau kehidupan disekelilingnya. Bagi siapa yang pernah mengunjungi lapangan geothermal akan mencium bau seperti telor busuk, bau tersebut berasal dari gas H2S. Gas tersebut beracun. Dalam konsentrasi rendah menyakitkan mata (pedih) dan dalam konsentrasi tinggi bisa menyebabkan kematian (konsentrasi rendah bau, konsentrasi tinggi tidak).
3. Problema
Yang menjadikan masalah didalam pemanfaatan tenaga panasbumi antara lain : a. Re-injeksi fluida kedalam tanah. b. Kebisingan c. Emisi gas d. Penurunan Tekanan (subsudence) e. Kehidupan sosial f. Efek terhadap iklim g. Efek terhadap sumur yang lain h. Keselamatan dari “Blow out” i. Seisme j.
Efek korosi dari gas
4. Teknik Eksplorasi
Didalam melakukan eksplorasi panasbumi pekerjaan dibagi atas beberapa tahap antara lain : a. Inventarisasi b. Survey pendahuluan c. Pemetaan geologi d. Penelitian geofisika e. Pemboran dangkal f. Pemboran dalam (eksplorasi)
5. Sumber Energi Panas Bumi
Sumber panas bumi berasal dari kegiatan gunung berapi dan intrusi (terobosan)
magma.
Dapur
magma
merupakan
sumber
energi
panasbumi.
Disamping proses pengangkatan dan perombakan kemudian mengakibatkan jalur jalur gunung api aktif maupun yang telah padam membentuk pegunungan menjadi daerah penagkap air hujan/air kedalam tanah relatif lebih besar dari daerah sekitarnya. Susunan batuan jalur gunug api adalah hasil erupsi gunung api dan merupakan perselang-selingan antara batuan piroklastik dan aliran lava yang membentuk susunan batuan tudung kedap air (impermeable) dan batuan porouspermeable. Bagian jalur gunung api dengan sumber panas relatif dangkal, terbentuklah daerah panas bumi yang dicirikan oleh kenampakan air panas, fumarola, dan lain-lain.
Pembentukan sumber panas bumi, dikontrol oleh proses-proses geologi yang telah dan sedang berlangsung sepanjang jalur vulkanisme, terobosan-terobosan magma serta pensesaran-pensesaran. Di indonesia merupakan daerah vulkanik yang terbetuk pada zaman kwarter/ ± 4 – 5 juta tahun lalu.
Cara terjadinya uap panas bumi dapat dikategorikan seperti berikut :
1. Sumber panas yang berasal dari pluton granit tidak dapat diperkirakan persis letaknya, tetapi hasil analisa mendapatkan bahwa letaknya tidak terlalu dalam. Juga sumber panas tidak menampakkan gejala-gejala di atas permukaan bumi. 2. Suhu panas terbentuk batuan magmatik, kemudian keluar menembus permukaan bumi. Batuan magmatik dipermukaan akan membentuk gunung api tidak aktif atau berbentuk suatu gunung api aktif di masa lampau. 3. Pembentukan uap panas erat hubungannya dengan kegiatan gunung api atau kegunung apian.
6. Sumber energi panas bumi terdiri dari :
a. Panas bumi sistim uap kering (dry steam) b. Panas bumi sistim uap basah (wet steam) c. Panas bumi sistim air panas (hot water) d. Panas bumi sistim batuan kering panas (hot dry rock) Energi panas bumi yang dapat dipergunakan harus mempunyai sifat-sifat sebagai berikut : 1. Mempunyai suhu yang tinggi (minimum 150 oC di bawah tanah) 2. Tekanan uap cukup besar (minimum 3 atm) 3. Volume uap cukup banyak (10 ton per jam = 1000 KW listrik) 4. Tidak terlalu dalam (maksimum 3000 m) 5. Uapnya tidak menyebabkan karat (pH lebih dari 6).
Gambar : Sumur Produksi Panas bumi Kamojang
Gambar : Maket Plan Tenaga Listrik dengan menggunakan sumber energi panas
Gambar : Kunjungan Lapangan Mahasiswa Akamigas Balongan Di Lapangan Panas Bumi Kamojang
Gambar : Kondisi Lapangan Panas Bumi Kamojang 1
Gambar : Kondisi Lapangan Panas Bumi Kamojang 2
BAB V KONDISI RESERVOIR
Kondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir, kedua besaran ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh terhadap batuan reservoir maupun fluida yang dikandungnya (air, minyak dan gas). 1. Tekanan Reservoir
Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan itu disebabkan oleh benturan diantara berbagai molekul fluida pada dinding tersebut disetiap detik. Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak. Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari : a. Tekanan hidrostatik
Yaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang besarnya dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan oleh fluida (terutama air) yang mengisi pori-pori batuan di atasnya. Ph
0.052. .h
atau Ph
10
.h
dimana : ρ
= densitas fluida (ppg atau gr/cc)
Ph
= tekanan hidrostatik (psi atau ksc)
h
= tinggi kolom fluida (ft atau meter)
Pada prinsipnya tekanan reservoir bervariasi terhadap kedalaman. Hubungan tekanan hidrostatik dengan kedalaman ini disebut dengan gradient tekanan. Gradient tekanan hidrostatik untuk air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin adalah 0.465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap sebagai tekanan abnormal. b. Tekanan Overburden
Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban (berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan luas. Gradient tekanan overburden adalah 1 psi/ft. Pob
beratmater ial beratcaira n luasarea
Gradient tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dari tiap kedalaman : Gob
Pob D
dimana : Gob
= gradient tekanan overburden, psi/ft
Pob
= tekanan overburden, psi
D
= kedalaman, ft
Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran (flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu akan didapat tekanan statik sumur.
Gambar : Normal Pressure Profile
Gambar : Subnormal Pressure
Gambar : Vertical Diplacement dari Suatu Reservoir
2. Temperatur Reservoir
Dalam
kenyataannya
temperatur
reservoir
akan
bertambah
terhadap
kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradient geothermis yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat magma. Gradient geothermis yang tertinggi adalah 4oF/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0.5 oF/100 ft. Besarnya gradient geothermis dari suatu daerah dapat dicari dengan persamaan : Gradien.Geothermis
Tformasi Ts tandart kedalamanf ormasi
Hubungan antara temperature versus kedalaman merupakan fungsi linier, yang secara matematis dinyatakan : Td Ta Gf D dimana :
Td
= temperature reservoir pada kedalaman D ft, oF
Ta
= temperature rata-rata di permukaan, oF
G
= gradient temperature, oF/100 ft
D
= kedalaman, ft
Pengukuran temperature formasi dilakukan setelah komplesi sumur, dengan melakukan drill steam test. Temperatur formasi ini dapat dianggap konstan, kecuali bila dilakukan proses stimulasi, Karena adanya proses pemanasan.
Gambar : Kondisi Temperatur Reservoir
BAB VI. MEKANISME PENDORONG RESERVOIR (RESERVOIR DRIVE MECHANISM) Terjadinya gerakan arau aliran minyak/gas kedalam lubang bor disebabkan karena adanya tenaga dorong dari dalam reservoir. Hal tersebut mungkin disebabkan oleh satu atau kombinasi dari beberapa macam jenis tenaga pendorong yang ada. Fase awal dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production). Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi empat : Dissolved/Solution Gas Drive, Gas Cap Drive, Water Drive dan Combination Drive .
1. S olution/Dis s olved G as Dri ve Solution/Dissolved Gas Drive dapat terjadi bila hidrokarbon yang berwujud cairan ketika dalam reservoir berubah menjadi gas sewaktu di produksi. Gas yang terbentuk ini akan mendorong minyak kedalam lubang bor. Pada mekanisme ini tekanan reservoir akan turun drastis, sehingga pompa ataupun alat pembantu lainnya harus digunakan pada tahap awal produksi. Minyak yang dapat diambil dari reservoir (oil recovery) dengan mekanisme ini adalah 5 – 30%.
2. G as -C ap Dri ve Gas-Cap drive terjadi bila terdapat gas cap diatas minyak dalam reservoir. Penurunan tekanan menyebabkan berkembangnya gas cap yang mendorong minyak kedalam lubang bor. Penampilan reservoir dalam gas-cap drivehampir sama dengan pada dissolved-gas drive, hanya turunnya tekanan tidak drastis karena adanya gas cap yang menghasilkan sejumlah energi. Oil recovery 20-40%.
3. Water Drive Air dalam reservoir biasanya berada dibawah tekanan fluida yang sebanding dengan kedalaman dibawah permukaan tanah. Makin dalam letak air itu, makin tinggi tekanannya. Water drive terjadi bila terdapat air dalam jumlah banyak pada reservoir yang dapat mendorong minyak kedalam lubang sumur. Air langsung akan mengisi ruang yang ditinggalkan minyak. Tekanan dalam reservoir akan tetap tinggi selama penggantian minyak dengan air terjadi dalam jumlah yang sama. Oil recovery dapat mencapai 50%.
4. Combination Drive Combination drive adalah mekanisme pendorong yang mempunyai satu atau lebih untuk mendorong fluida minyak ke lubang bor, antara lain Gas-cap drive dengan water drive.
JENIS MEKANISME PENDORONG RESERVOIR TERHADAP KARAKTERISTIKNYA
Solution/Dissolved Gas Drive
Tekanan Reservoir
Gas Oil Ratio
Produksi air
Gas-Cap Drive
Turun cepat dan
Turun lambat dan
menerus
menerus
Naik dan kemudian turun
None
Water Drive
Tetap tinggi
Naik menerus pada sumur-sumur
Tetap rendah
yang up-dip None Umur sembur
Tingkah-laku
Memerlukan pumping
alam tergantung
sumur
pada tahap awal
pada ukuran gas cap
Naik menerus
Sembur alam sampai kadar air berlebihan
Recovery yang dapat diharapkan,
5 - 30
20 – 40
% OOIP
Gambar : Combination Drive
35 - 60
Gambar : Kondisi Bawah Permukaan (Reservoir)
Gambar : Proses Migrasi dari Minyak dan Gas pada Suatu Reservoir
Typical Performance Solution/Dissolved Gas Drive 140 I 120 P , R100 O G 80 , e r 60 u s s 40 e r P 20
GOR PI PR
0 Cumulative Production
Typical Performance Water Drive 90 80 R70 O G60 , I P50 , e r 40 u s 30 s e r 20 P
Pressure PI GOR
10 0 Cumulative Production
Typical Performance Gas Cap Drive 140 120 R100 O G , 80 e r u 60 s s e r 40 P
Pressure GOR
BAB VII
20
METODA SEMBUR ALAM 0 Cumulative Production
Metoda produksi adalah suatu cara untuk mengangkat hidrokarbon dari reservoir ke permukaan. Pada prinsipnya metode produksi di klasifikasikan menjadi dua, yaitu metode sembur alam (natural flow) dan metode pengangkatan buatan (artificial lift), yang meliputi : metode gas lift, pompa sucker rod, esp dan pompa reda. Adapun dasar pemilihan metode produksi dipengaruhi oleh faktor-faktor antara lain : keadaan reservoir, keadaan lubang bor (kedalaman dan kemiringan lubang bor), diameter casing, komplesi sumur, kondisi permukaan, problem operasi produksi dan besar producivity indeks. Pada metoda produksi sembur alam, untuk memproduksikan minyak dilakukan dengan memanfaatkan energi alamiah reservoir dan tanpa menggunakan peralatan pembantu untuk mengangkat minyak dari dalam reservoir sampai ke permukaan. Pada saat reservoir di produksi secara sembur alam, diusahakan selama mungkin
agar cadangan dapat diambil secara maksimal. Usaha yang harus dilakukan untuk mencapai maksud tersebut adalah dengan menganalisa performance sumurnya yang hasilnya berguna untuk menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai. Metoda produksi artificial lift digunakan apabila tekanan reservoir sudah tidfak mampu lagi untuk mendorong fluida ke permukaan sehingga diperlukan suatu tenaga tambahan yang dapat mendorong fluida. Dari data-data penilaian formasi yang diperoleh dapat diketahui sifat-sifat fisik fluida dan batuan reservoir, kondisi reservoir dan jenis reservoir. Data ini sangat penting dalam pemilihan metoda produksi artificial lift, karena metoda ini masingmasing mempunyai kelebihan dan kekurangan.
1.1.
Metoda Produksi Sembur Alam
Pada prinsipnya metoda produksi sembur alam adalah metoda produksi yang memanfaatkan perbedaan tekanan yang ada antara tekanan reservoir dengan tekanan lubang sumur. Sehingga secara alamiah adanya perbedaan tekanan ini akan mengalirkan fluida ke permukaan. Agar recovery yang didapat optimum maka perlu dilakukan analisa performance sumurnya yaitu inflow performance, vertical lift performance dan bean performance.
A. Prinsip Sumur Sembur Alam
Ada tiga prinsip yang akan diuraikan antara lain : inflow performance, vertical lift performance dan bean performance.
A.1. Inflow Performance
Inflow performance adalah aliran air, minyak dan gas dari formasi menuju ke dalam sumur (dasar sumur), yang dipengaruhi oleh productivity indeksnya atau lebih umum disebut inflow performance relationship (IPR). Kalau IPR merupak grafik linier, maka PI merupakan angka yang akan menentukan potential formasi yang bersangkutan. Adapun persamaannya adalah: PI
q Ps Pwf
Dimana : PI
= productivity indeks
q
= laju produksi, bbl/d
Pwf
= tekanan alir dasar sumur, psi
Ps
= tekanan statik reservoir, psi
A.2. Vertikal Lift
Merupakan studi mengenai kehilangan tekanan (pressure loss) sepanjang pipa vertikal yang disebabkan oleh adanya gesekan antara dinding pipa dengan fluida yang mengalir. Gradien tekanan yang terjadi pada pipa vertikal secara umum dapat dinyatakan persamaan berikut : dF
dP
dL
dL
el
dP dL
f
dP dL
acc
A.3. Bean Performance
Merupakan studi mengenai pressure loss yang terjadi pada aliran fluida reservoir pada saat melalui suatu pipa yang diameternya diperkecil pada suatu tempat saja, kemudian fluida akan mengalir kembali melalui pipa dengan diameter semula. Pemilihan ukuran bean/choke di lapangan dimaksudkan agar tekanan down-stream di dalam flow line yang disebabkan oleh tekanan separator tidak berpengaruh terhadap tekanan kepala sumur (THP) dan kelakuan produksi sumur. Tekanan kepala sumur atau tubing sedikitnya dua kali lebih besar dari tekanan flow line.
1.2.
Peralatan Produksi Sumur Sembur Alam
Terdiri dari dua komponen peralatan, yaitu peralatan di permukaan dan peralatan di bawah permukaan. 1.2.1. Peralatan Di Permukaan
Terdiri dari : a. Wellhead, adalah suatu peralatan yang digunakan untuk mengontrol kebocoran sumur dipermukaan. Wellhead tersusun dari dua rangkaian didalamnya, yaitu casing head dan tubing head. Casing head berfungsi sebagai tempat menggantungkan rangkaian casing dan mencegah terjadinya kebocoran. Pada casing head juga terdapat gas outlet yang berfungsi untuk meredusir gas yang mungkin terkumpul diantara rangkaian casing. Tubing head merupakan bagian dari wellhead yang diperlukan untuk menyokong rangkaian tubing yang berada dibawahnya dan untuk menutup ruangan yang terdapat diantara casing dan tubing, sehingga aliran fluida dapat keluar hanya melalui tubing. b. Christmas-tree, adalah kumpulan dari valve-valve dan fitting-fitting yang dipasang di atas tubing head, dimana peralatan ini terbuat dari bahan besi baja yang berkualitas tinggi, sehingga dapat menahan tekanan tinggi dari sumur, juga dapat menahan reaksi dari air formasi yang bersifat korosif yang bersama-sama mengalir dengan minyak atau dapat menahan pengikisan pasir yang terbawa ke permukaan.
c. Berdasarkan sayapnya, christmas-tree dibagi menjadi dua macam, yaitu :
-
bercabang satu (single wing atau single arm)
-
bercabang dua (double wing atau double arm)
Berdasarkan komponennya, christmas-tree terdiri dari :
-
Manometer pengukur tekanan, adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur tekanan pada casing (Pc) dan tekanan tubing (Pt).
-
Master gate (master valve), adalah jenis valve yang digunakan untuk menutup sumur jika diperlukan. Untuk sumur-sumur yang bertekanan tinggi, disamping master gate, dipasang pula suatu valve lain yang letaknya dibawah master gate.
-
Choke, berfungsi untuk menahan sebagian aliran dari sumur sedemikian rupa sehingga produksi minyak dan gas pada suatu sumur dapat diatur sesuai dengan yang diinginkan.
1.2.2. Peralatan Di bawah Permukaan
Terdiri dari : a. Tubing, merupakan pipa vertikal di dalam sumur yang berfungsi untuk mengalirkan fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan. b. Packer, berfungsi untuk menyekat annulus antara casing dan tubing serta memberikan draw-down yang lebih besar. c. Nipple, merupakan alat yang berfungsi untuk menempatkan alat-alat kontrol aliran di dalam tubing. d. Sliding sleeve door, digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon dari beberapa zona produktif dengan single tubing string. e. Blast Joint, merupakan sambungan pada tubing yang memiliki dinding yang tebal, dipasang tepat didepan formasi produktif yang berfungsi untuk menahan semburan aliran fluida formasi. f. Flow Coupling, merupakan alat yang berfungsi untuk menahan turbulensi fluida akibat adanya kontrol aliran yang dipasang pada nipple.
BAB VIII. METODA PENGANGKATAN POMPA BUATAN (ARTIFICIAL LIFT)
Pada saat sumur sudah mencapai tahap penyelesaian dan akan mulai berproduksi, awalnya tenaga yang digunakan untuk mengangkat fluida dari dasar sumur ke permukaan adalah menggunakan sembur alam ( natural flowing ). Sembur alam yaitu memanfaatkan energi yang terkandung didalam
reservoir
untuk
mengangkat fluida ke permukaan. Tekanan reservoir dan gas formasi yang tersedia harus memiliki energi yang cukup untuk mengangkat fluida dari dasar sumur ke permukaan dan dapat mengatasi kehilangan tekanan selama proses aliran sampai ke permukaan. Semakin lama tekanan atau energi tersebut akan semakin berkurang dan suatu saat energi tersebut tidak mampu lagi mengangkat fluida. Kondisi tersebut akan berakibat terhadap penurunan laju produksi dan bahkan akan mengakibatkan sumur tersebut berhenti berproduksi atau mati. Apabila tekanan reservoir terlalu rendah atau laju produksi yang dikehendaki lebih besar dari energi reservoir tersebut, maka harus digunakan metode pengangkatan buatan ( artificial lift system ). Terdapat dua metode dasar pengangkatan buatan ( artificial lift ) yang sering digunakan yaitu pengangkatan buatan dengan menggunakan sistem pompa dan sistem gas lift . Dalam penggunaan artificial lift dengan sistem gas lift maka harus tersedia gas dengan jumlah yang cukup dan mempunyai tekanan yang tinggi untuk dapat mengangkat fluida dari dasar sumur sampai ke permukaan.
2.1. Pemilihan Metode A rtificial Lift
Pemilihan metode artificial lift dilakukan dengan membandingkan kelebihan dan kekurangan masing-masing metode pengangkatan buatan yang sesuai dengan kondisi sumur dan reservoir . Diharapkan dengan memilih metode yang sesuai dengan kondisi lapangan ini proses produksi dapat berjalan dengan efektif dan mencapai laju produksi yang optimum. Pemilihan sistem pengangkatan buatan tergantung pada banyak faktor, selain pemasangan dan operasi. Faktor-faktor tersebut antara lain adalah : 1.
Produktivitas Sumur
Jenis pengangkatan buatan yang sesuai dengan besarnya laju produksi adalah :
Produktivitas sumur yang lebih besar dari 10.000 STB / hari dapat menggunakan pompa ESP dan gas lift.
Produktivitas sumur antara 2.000 – 10.000 STB / hari dapat menggunakan pompa ESP, gas lift dan pompa hidrolik.
Untuk sumur yang mempunyai produksi antara 100 – 2.000 STB / hari dapat menggunakan semua jenis metode artificial lift .
Untuk sumur yang berproduksi lebih kecil dari 100 STB / hari dapat menggunakan semua jenis metode kecuali pompa ESP. Tekanan Reservoir
2.
Tekanan reservoir sebanding dengan tinggi kolom cairan dalam tubing . Jenis metode yang sesuai untuk tinggi kolom cairan yang lebih besar dari 1/3 kedalaman adalah gas lift (kontinyu), pompa angguk, pompa hidrolik dan ESP. Sedangkan untuk tinggi kolom cairan yang lebih kecil dari 1/3 kedalaman dapat menggunakan pompa angguk, pompa hidrolik, ESP, dan gas lift (intermittent ). 3.
Kedalaman
Kedalaman sumur menunjukkan temperatur dasar sumur serta energi yang diperlukan untuk pengangkatan buatan. Adapun penggunaan jenis pengangkatan buatan berdasarkan kedalaman sumur adalah :
Kedalaman sumur yang lebih dari 12.000 ft hanya dapat menggunakan pompa hidrolik.
Kedalaman sumur antara 10.000 – 12.000 ft dapat menggunakan pompa angguk, pompa hidrolik, dan gas lift .
Kedalaman sumur dibawah 8.000 ft dapat menggunakan semua jenis pengangkatan buatan.
4.
Kemiringan Sumur
Untuk sumur dengan kemiringan yang besar, pompa angguk tidak dapat digunakan. Penggunaan gas lift sangat sesuai karena tidak banyak peralatan yang dipakai di dalam sumur. 5.
Viskositas Cairan
Untuk cairan yang berviskositas tinggi jenis metode gas lift atau pompa hidrolik sangat sesuai digunakan. 6.
Problema Sumur
Problema sumur seperti pasir, parafin, GOR tinggi, korosi, scale dan sebagainya mempengaruhi pemilihan jenis metode artificial lift . Penggunaan metode yang sesuai dengan problema suatu sumur adalah :
Pompa angguk baik digunakan pada sumur yang mempunyai problema korosi dan scale , sedangkan sumur dengan problema parafin tidak dapat menggunakan pompa angguk.
Penggunaan pompa hidrolik baik digunakan pada sumur dengan problema
parafin dan korosi. Pompa ESP baik digunakan pada sumur dengan problema parafin dan tidak
dapat digunakan pada sumur yang mempunyai permasalahan scale. Gas lift sangat cocok digunakan pada sumur dengan problema pasir dan GOR
yang tinggi. Gas lift tidak dapat digunakan pada sumur dengan problema parafin. 7. Biaya yang meliputi :
Modal awal. Biaya operasional bulanan. Daya tahan peralatan.
Jumlah sumur yang akan diproduksi dengan artificial lift . Perkiraan waktu sumur berproduksi.
8. Fleksibilitas Mengubah Laju Produksi .
Pada gas lift dan pompa angguk mengubah laju produksi dapat dengan mudah dilakukan. Pompa hidrolik dan pompa jet sangat sulit untuk mengubah laju produksi, sedangkan ESP tidak dapat mengubah laju produksi. Perubahan laju produksi disebabkan oleh :
Penurunan produktivitas sumur sebagai akibat turunnya tekanan statik.
Peningkatan produksi sumur sebagai akibat metode secondary recovery .
Kesalahan data uji produksi atau korelasi aliran multi fasa.
Perubahan laju produksi sebagai akibat produksi pasir, water coning .
#GAS LIFT#
Proses gas lift dilakukan dengan menginjeksikan gas yang mempunyai tekanan yang relatif tinggi kedalam kolom fluida untuk meringankan dan menurunkan gradien tekanan dari fluida sehingga fluida tersebut dapat terangkat ke permukaan dengan ekspansi dari gas. Secara umum mekanisme pengangkatan fluida reservoir ke permukaan oleh gas yang diinjeksikan ke dalam sumur melalui proses sebagai berikut : a. Menurunkan densitas fluida sehingga akan menaikkan perbedaan tekanan antara reservoir dengan lubang sumur.
b. Ekspansi dari gas yang diinjeksikan akan mendorong fluida ke atas. c. Displacement fluida oleh gelembung-gelembung gas akan mengakibatkan aksi atau gerakan seperti piston pada sebuah pompa. Pemilihan artificial lift jenis gas lift ini harus disesuaikan dengan kondisi reservoir -nya, yaitu : a. Laju produksi yang relatif tinggi.
b. Produktivitas sumur tinggi. c. Tekanan alir dasar sumur relatif tinggi. d. Solution gas dalam cairan tinggi. Pemahaman mengenai prinsip-prinsip dasar mengenai sistem gas lift harus terlebih dahulu diketahui sebelum dilakukan evaluasi pada sumur gas lift . Penurunan tekanan yang terjadi pada semua bagian sistem produksi harus dianalisa untuk menentukan efeknya pada laju produksi dan volume gas injeksi yang diinginkan pada sumur gas lift . Secara garis besar terjadinya aliran pada suatu sumur terdiri dari tiga sistem dasar yaitu reservoir system, vertical system , dan horizontal system. Penurunan tekanan yang terjadi pada masing-masing sistem tersebut dianalisa untuk menentukan laju produksi secara optimum pada sumur yang menggunakan gas lift . Besarnya penurunan tekanan alir dasar sumur tergantung pada dua
parameter yaitu banyaknya gas yang diinjeksikan dan kedalaman titik injeksi.
Gambar : Gas Lift
#ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP)#
ESP adalah pompa yang mempunyai banyak tingkat (stage) dimana setiap tingkat mempunyai impeller, yaitu bagian yang berputar dan fungsinya memberikan kecepatan terhadap cairan yang dipompakan. Pompa ESP dibuat atas dasar pompa sentrifugal bertingkat banyak dimana keseluruhan dari pompa dan motornya ditenggelamkan kedalam cairan. Pompa ini digerakkan dengan motor listrik dibawah permukaan melalui suatu poros motor (shaft) yang memutar pompa, dan akan memutar sudu-sudu (impeller) pompa. Perputaran sudu-sudu itu menimbulkan gaya sentrifugal yang digunakan untuk mendorong fluida ke permukaan. Adapun fungsi dari ESP adalah :
Mempermudah penanggulangan scale. Mampu memompa cairan dalam jumlah yang besar. Lebih mudah dioprasikan dan biaya operasi rendah.
Gambar : ESP
#SUCKER ROD PUMP#
Pompa angguk adalah jenis artificial lift system yang menggunakan pompa jenis penghisap di dalam sumur yang dihubungkan keatas lengan batang logam (rod), hampir semua sumur-sumur tua dibantu oleh pompa angguk dan di tempatkan tepat di depan perforasi atau diatas lubang sumur. Pompa angguk tidak mudah rusak dan mudah diperbaiki, tidak cocok pada operasi lepas pantai (off shore) karena kebanyakan sumur-sumur lepas pantai berprofil miring.
Gambar : Sucker Rod Pump
BAB IX DASAR KOMPLESI SUMUR (BASIC OF WELL COMPLETION) Komplesi sumur (well completion) adalah tahapan operasi pemboran
setelah mencapai target, yaitu formasi produktif. Setelah pemboran mencapai target, maka sumur perlu dipersiapkan untuk dikomplesi. Tujuan sumur dikomplesi adalah untuk memproduksikan fluida hidrokarbon ke permukaan. Adapun tahapan dari komplesi sumur meliputi : a. Tahap pemasangan serta penyemenan production casing b. Tahap perforasi serta pemasangan pipa liner c. Tahap penimbaan (swabbing) Metode well completion didasarkan pada beberapa faktor, yaitu : 1. Down-hole completion atau formation completion , yaitu membuat hubungan antar formasi produktif dengan tiga metoda, yaitu :
Open-hole completion
Cased-hole completion atau perforated completion
Sand exclussion completion
2. Tubing completion (komplesi pipa produksi) yaitu merencanakan pemasangan atau pemilihan pipa produksi (tubing) yaitu meliputi metoda natural flow dan artificial lift 3. Well-head completion yaitu meliputi komplesi X-mastree , casing head dan tubing head. 1. METODE WELL COMPLETION 1.1. Open-hole c ompletion
Pada metoda ini, pipa selubung produksi hanya dipasang hingga di atas zona produktif (zona produktif terbuka). Metoda komplesi ini diterapkan jika formasi produktif kompak. Metoda ini memiliki keuntungan, yaitu :
didapatkan lubang sumur secara maksimum
mencegah formation damage
kerusakan/skin akibat perforasi dapat dikurangi
mudah dipasang screen, liner, gravel packing
mudah diperdalam apabila diperlukan
dapat diubah menjadi liner completion atau perforated completion
Kerugian dari metoda ini adalah :
sulit menempatkan casing produksi di atas zona produktif
sukarnya pengontrolan bila produksi air atau gas berlebihan
1.2. Perfor ated completion
Pada tipe komplesi ini, casing produksi disemen hingga zona produktif, kemudian dilakukan perforasi. Komplesi ini sangat umum dipakai, terutama apabila formasi perlu penahanan atau pada formasi yang kurang kompak. Keuntungan dari metoda ini adalah :
produksi air atau gas yang berlebihan mudah dikontrol
stimulasi mudah dilakukan
mudah dilakukan penyesuaian untuk konfigurasi multiple completion jika diperlukan
sumur dapat diperdalam
memungkinkan pengontrolan pasir
Kerugian dari metoda ini adalah :
diperlukan biaya untuk perforasi
kerusakan (damage) akibat perforasi
1.3. S and exclus ion types
Akibat terlepasnya pasir dari formasi dan terproduksi bersama fluida, dapat menyebabkan abrasi pada alat-alat produksi dan kerugian lainnya, maka untuk mengatasi adanya kepasiran diperlukan cara pencegahan, yaitu : a. Slotted/screen liner , yaitu dengan menempatkan slot atau screen didepan formasi b. Gravel packing , yaitu dengan menempatkan gravel diantara screen liner .
Gambar : Screen Liner
2. PERFORASI
Perforasi adalah pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur. 2.1. Perforator
Perforator digunakan untuk melakukan perforasi. Perforator dibedakan menjadi : a. Bullet/Gun perforator b. Shape charge/Jet perforator
3. KONDISI KERJA PERFORASI 3.1. Overbalance
Merupakan kondisi kerja didalam sumur, dimana tekanan formasi dikontrol oleh fluida/lumpur komplesi atau dengan kata lain bahwa : Tekanan Hidrostatik Lumpur (Ph) > Tekanan Formasi (Pf) . 3.2. Underbalance
Merupakan kondisi kerja didalam sumur, dimana fluida/lumpur komplesi dikontrol oleh tekanan formasi atau dengan kata lain bahwa : Tekanan Hidrostatik Lumpur Komplesi (Ph) < Tekanan Formasi (Pf) .
Gambar : Metoda Perforasi
Gambar : Kondisi Kerja Perforasi
4. SWABBING
Swabbing adalah penghisapan fluida sumur/fluida komplesi setelah perforasi pada kondisi overbalance dilakukan, sehingga fluida produksi dari formasi dapat mengalir masuk ke dalam sumur dan diproduksikan ke permukaan. Ada dua sistem penghisapan fluida (swabbing) yaitu : a. penurunan densitas cairan b. penurunan kolom cairan
BAB X DASAR PENILAIAN FORMASI (Basic of Formation Analysis)
Penilaian formasi adalah ilmu yang mempelajari tentang kondisi formasi dari suatu lapangan terutama tentang karakteristik dan lithology batuan reservoir terhadap ada tidaknya hidrokarbon. Penilaian formasi terdiri dari beberapa metoda yaitu : -
Coring dan analisa core
-
Logging
I. CORING DAN ANALISA CORE 1.1. Coring
Coring adalah suatu usaha untuk mendapatkan contoh batuan (core) dari formasi bawah permukaan, untuk dianalisa sifat fisik batuan secara langsung. Metode dalam coring ada dua yaitu: a. Bottom Hole Coring , pengambilan core yang dilakukan pada waktu pemboran
berlangsung b. Sidewall Coring , Pengambilan core yang dilakukan setelah operasi pemboran
berlangsung selesai atau pada waktu pemboran berhenti Kedua metode coring, mempunyai prinsip kerja yang berbeda, dan menghasilkan (hasil) analisa yang berbeda, walaupun dilakukan pada kedalaman yang sama. 1.1.1. Bottom Hole Coring
Pada metode Bottom Hole Corring menggunakan jenis pahat yang ditengahnya terbuka dan mempunyai jenis pemotong pahat berupa dougnot shope hole, Pada saat pemboran berlangsung core ini akan menempati core barrel yang berada diatas pahat dan akan tetap akan berada disana sampai diambil ke permukaan. Peralatan-peralatan yang yang termasu dari bottom hole coring adalah : 1. Conventional Coring
Metode ini menggunakan bit jenis khusus yang disebut Conventional Rotary Core Drill , Pada saat bit bergerak ke bawah menembus formasi maka coke akan masuk
kedalam Inner Core Barrel dan core tidak akan bisa keluar lagi, karena core barrel mempunyai roll dan dan ball bearing. Pada pekerjaan ini untuk mendapatkan core yang baik maka di usahakan beban bit dan kecepatan putar bit kecil. Core yang terbawa tetap terlindungi dan mempunyai ukuran
diameter 2 3/8”,
sampai dengan 3 9/16”, dengan panjang 20 ft. Sehingga apabila menginginkan core yang panjang maka dibutuhkan beberapa kali round trip.
2. Diamond Coring
Perbedaan dengan conventional coring adalah pada pahatnya saja, yaitu jenis ini menggunakan jenis diamond bit, Diamond bit ini sangat cocok untuk batuan sedimen yang keras, dan memberikan penetrasi rate yang lebih besar serta tidak perlu menambah rotary speed untuk memotong core. Core yang didapat bisa mencapai panjang 90 ft dengan diameter 2 7/8”, hanya saja pada metode ini sangat mahal dikarenakan harga dari peralatannya.
Gambar. Diamond Bit
3. Wire Line Coring
Pengambilan core dilakukan dengan jalan menurunkan peralatan semacam inner barrel kedalam drill pipe, kemudian core yang telah didapatkan akan masuk kedalam inner barrel dan ditarik ke permukaan dengan jalan menarik pull barrel dengan wire line. Inner barrel yang terisi contoh batuan ditarik ke permukaan tanpa harus menarik pipa bor, sehingga metode ini dapat menghemat biaya dalam operasinya. 1.2. ANALISA CORE
Analisa core adalah tahapan analisa batuan setelah contoh inti batuan bawah permukaan di peroleh. Tujuan dari analisa core yaitu mengetahui informasi langsung tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama pemboran berlangsung. Dari hasil coring maka core yang didapat dapat dianalisa besaran-besaran petrofisiknya di laboratorium, analisa core ada dua macam yaitu analisa core rutin dan core spesial. Analisa core rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas, saturasi fluida, tekanan kapiler. Dikarenakan beberapa pengukuran dari sifat-sifat batuan
memerlukan sampel yang bersih dan kering. Sampel yang dipergunakan
untuk permeabilitas dan porositas secara keseluruan dicuci dari semua fluida yang tertinggal dan kemudian dikeringkan.
Core special dikembangkan untuk memperoleh data-data sifat fisik batuan yang lebih akurat, khususnya pengukuran data distribusi fluida dari batuan reservoir yang digunakan untuk study reservoir secara detail. Analisa core special diperlukan core yang segar (fresh), namun pada prakteknya sampel dibersihkan dengan cara ekstrasi dan dikembangkan sesuai kondisi semula. Secara umum parameter yang diukur atau ditentukan dengan analisa core adalah distribusi fluida (minyak dan air atau gas dan air) di dalam reservoir. ANALISA CORE
Analisa Core Rutin
Porositas Permeabilitas Saturasi fluida Tekanan kapiler Analisa Core Spesial Distribusi fluida (minyak, air, gas) Kompresibilitas Wettabilitas Tekanan kapiler II.
LOGGING
Logging adalah kegiatan pengukuran/perekaman kondisi
didalam sumur
dengan cara menurunkan suatu alat ke dasar lubang bor kemudian alat tersebut dengan kecepatan tetap ditarik dan kemudian mencatat hasil pengukuran yang berupa defleksi-defleksi pada suatu chart, atau disebut juga log. Untuk mendapatkan data yang akurat, maka logging dilakukan beberapa kali perekaman dengan kombinasi alat yang berbeda. A. Jenis – jenis log yang sering digunakan antara lain : 1. Log Spontaneous Potential (SP) Applikasi Log SP : Untuk membedakan batuan permeable dan non-permeable. Untuk korelasi “well to well”. Sebagai reference kedalaman untuk semua log. Untuk menentukan batas lapisan. Untuk menghitung harga Rw. Sebagai clay indicator.
Figure 2.
Gambar : SP Log
Gambar : Chart SP Log
2. Log Gamma Ray (GR) Application Log GR : > Standard Gamma Ray Application : Sebagai Reference utama bagi semua run logging. Korelasi “well to well”. Membedakan lapisan permeable dan nonpermeable. Menghitung volume clay. > Natural Gamma Ray Tool (NGT) Application : Mendeteksi, mengenali dan mengevaluasi mineral-mineral radioaktif. Mengenali tipe clay dan menghitung volume clay. Lapisan yang permeable mungkin mengandung garam Uranium lebih banyak daripada lapisan yang kurang permeable. Pembacaan Uranium pada log NGT kadang berguna sebagai petunjuk adanya pergerakan fluida.
Gambar : Gamma Ray Log 3. Log Resistivity
Wilayah yang cocok untuk pemakaian Log Induction dan Log Lateral Log Induction bekerja dalam : Fresh mud Resistivitas formasi < 200 ohm-m Rmf/Rw > 2.0 Log Lateral akan bekerja lebih baik pada : Salt Mud Resistivitas formasi > 200 ohm-m Rmf/Rw < 2.0 Large borehole >12 in. serta deep invasion >40 in 3.1. Log Induction Application Log Induction .
Alat induction menentukan resistivitas dengan cara mengukur conduktivitas batuan. Dalam kumparan transmitter dialirkan arus bolak balik berfrekwensi tinggi dengan amplituda konstan yang akan menimbulkan medan magnet dalam batuan. Medan magnet ini menimbulkan arus Eddy atau arus Foucault yang dalam fig. 1 dinamakan ground loop. Besar arus ini sebanding dengan konduktivitas batuan
Figure 3. Gambar : Induction Log
3.2. Log Lateral Application Log Lateral . Alat Laterolog direkayasa untuk mengukur resistivitas batuan yang dibor dengan salty mud atau lumpur yang sangat conduktif serta dipakai untuk mendeteksi zona - zona yang mengandung HC.
4. Log Porosity 4.1. Log Densitas Aplikasi Log Densitas
Alat density mengukur berat jenis batuan yang lalu dipakai untuk menentukan porositas batuan. Bersama log lain misalnya log neutron, lithologi batuan dan tipe fluida yang dikandung batuan dapat ditentukan. Log density dapat membedakan minyak dari gas dalam ruang poripori karena fluida-fluida tadi berbeda berat jenisnya. Alat density yang modern juga mengukur PEF (photoelectric effect) yang berguna untuk menentukan lithologi batuan, mengidentifikasi adanya heavy minerals dan untuk mengevaluasi clay. Log density juga dipakai untuk menentukan Vclay serta untuk menghitung “reflection coefficients” bersama log sonic untuk memproses synthetics seismogram. 4.2. Log Neutron Application Log Neutron
Alat Neutron dipakai untuk menentukan primary porosity batuan, yaitu ruang pori pori batuan yang terisi air, minyak bumi atau gas. Bersama log lain misalnya log density, dapat dipakai untuk menentukan jenis batuan /litologi serta tipe fluida yang mengisi pori pori batuan.
Gambar : Neutron Log
