STUDY LABORATORIUM INJEKSI CO2 PADA SUMUR X LAPANGAN Y PPPTMGB LEMIGAS
TUGAS AKHIR
Disusun Oleh : RADEN MOHAMMAD YOGIE WAHYUDIEN NIM : 144204200923
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS PROKLAMASI 45 YOGYAKARTA 2017
i
STUDY LABORATORIUM INJEKSI CO2 PADA SUMUR X LAPANGAN Y PPPTMGB LEMIGAS
TUGAS AKHIR Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Pada Kurikulum Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta
Disusun Oleh : RADEN MOHAMMAD YOGIE WAHYUDIEN NIM : 144204200923
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS PROKLAMASI 45 YOGYAKARTA 2017
ii
LEMBAR PENGESAHAN
STUDY LABORATORIUM INJEKSI CO2 PADA SUMUR X LAPANGAN Y PPPTMGB LEMIGAS
TUGAS AKHIR
Diajukan Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Pada Kurikulum Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta Oleh : RADEN MOHAMMAD YOGIE WAHYUDIEN 144204200923/TP
Disetujui untuk Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta Tanggal : …………………..
Pembimbing I,
Pembimbing II,
Wirawan Widya Mandala, ST, MT
Sari Wulandari, ST, MSc
iii
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Allah SWT. atas berkat rahmat dan hidayah-Nya penyusun dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini dengan judul “ STUDI LABORATORIUM
INJEKSI
”, PPPTMGB LEMIGAS
CO2
PADA
SUMUR
X
LAPANGAN
laporan tugas akhir ini disusun sebagai salah satu syarat
meraih gelar Sarjana Teknik pada Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. Melalui bantuan, dukungan serta bimbingan dari berbagai pihak, dengan segala kerendahan hati penulis ingin menyampaikan terimakasih kepada : 1. Prof. Dr. M. Dawam Rahardjo, SE, selaku Rektor Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 2. Syamsul Ma’arif, ST. M.Eng, selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas Proklamasi 45 Yogyakrta. 3. Aisyah Indah Irmaya, ST. MT, selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 4. Wirawan Widya Mandala, MT, selaku Koordinator Tugas Akhir Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta. 5. Wirawan Widya Mandala, MT, selaku Dosen Pembimbing I dalam menyusun Laporan Tugas Akhir ini 6. Sari Wulandari, ST, MSc, selaku Dosen Pembimbing II dalam menyusun Laporan Tugas Akhir ini. 7. Kedua orang tua dan keluarga tercinta yang telah membimbing dan memberikan seluruh pengorbanannya. 8. Segenap Dosen dan Pegawai Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta 9. Rekan – rekan mahasiswa Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta, yang sudah banyak memberi semangat dalam penyelesaian Laporan Tugas Akhir ini. Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih jauh dari kesempurnaan, oleh karena itu penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari
iv
Y
rekan – rekan semua agar dalam pembuatan Tugas Akhir berikutnya dapat lebih baik.
Yogyakarta,
Maret 2017
Rd Moch Yogie Wahyudien
v
DAFTAR ISI Halaman HALAMAN JUDUL ...................................................................................... i HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................ iii KATA PENGANTAR .................................................................................... iv DAFTAR ISI ................................................................................................... vi DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... x BAB I PENDAHULUAN ............................................................................. 1
1.1 Latar Belakang Masalah ............................................................. 1 1.2 Batasan Masalah ......................................................................... 3 1.3 Maksud dan Tujuan Penelitian ................................................... 3 1.3.1 Maksud Penulisan ............................................................. 3 1.3.2 Tujuan Penelitian .............................................................. 3 1.4 Metodologi Penelitian ................................................................. 3 1.5 Sistematika Penulisan ................................................................. 4 BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN.................................................. 5
2.1 Informasi Umum .......................................................................... 5 2.2 Kelompok-kelompok ................................................................... 6 2.3 Kelompok Ekploitasi ................................................................... 7 BAB III DASAR TEORI ............................................................................... 8
3.1 Karakteristik Resevoir ................................................................. 8 3.1.1 Sifat Fisik Batuan Reservoir ............................................... 8 1. Porositas........................................................................ 9
vi
2. Permeabilitas................................................................. 11 3. Saturasi ......................................................................... 17 4. Tekanan Kapiler............................................................ 19 5. Wettabilitas ................................................................... 24 6. Kompresibilitas............................................................. 29 3.1.2 Sifat Fisik Fluida Reservoir ................................................ 32 A. Sifat Fisik Gas ................................................................. 32 B. Sifat Fisik Minyak ........................................................... 40 C. Sifat Fisik Air Formasi .................................................... 49 3.2 Produktifitas Formasi ................................................................... 59 3.2.1 Produktifitas Indeks (PI) ................................................... 59 3.2.2 Inflow Performance Relationship (IPR) ............................ 59 3.3 Metode Produksi .......................................................................... 67 3.3.1 Primary Recovery .............................................................. 67 3.3.2 Secondary Recovery .......................................................... 68 3.3.3 Tertiery Recovery .............................................................. 69 3.4 Jenis-jenis Teknik EOR ............................................................... 70 3.4.1 Injeksi Air (Waterflood) ..................................................... 70 3.4.2 Injeksi Air di Tambah Zat-zat Kimia Tertentu ................... 73 3.4.3 Injeksi Thermal ................................................................... 74 3.4.4 Injeksi Gas CO2................................................................... 75 3.5 Injeksi Gas CO2............................................................................ 77 3.5.1 Sifat-sifat CO2 ...................................... ............................. 77
"##
3.5.2 Sumber CO2 ...................................................................... 80 3.5.3 Kelebihan dan Kekurangan Injeksi CO 2 ......................... ... 82 3.5.4 Miscibility dan Pengaruhnya ............................................. 83 3.5.5 Jenis-jenis Pendorong Gas CO 2 ......................................... 85 3.5.6 Mekanisme Injeksi CO 2 ..................................................... 87 BAB IV PENGOLAHAN DATA DAN METODOLOGI PENELITIAN DI LABORATORIUM ................................................................... 90
4.1 Alat dan Bahan ............................................................................. 90 4.1.1 Alat ...................................................................................... 90 4.1.2 Bahan................................................................................... 93 4.2 Prosedur Kerja Alat...................................................................... 94 BAB V PELAKSANAAN, PERHITUNGAN DAN ANALISA .............. 105
5.1 Data ........................................................................................... 105 5.1.1 Data Core ......................................................................... 105 5.1.2 Bagan Alir ........................................................................ 106 5.3 Perhitungan Analisa ................................................................... 107 5.3.1 Perhitungan dan Analisa Core ........................................... 107 5.3.2 Data Penjenuhan Oil ......................................................... 108 5.3.3 Data Injeksi Slimtube ........................................................ 110 5.4 Injeksi CO2 pada Core ............................................................... 112 5.4.1 Hasil Injeksi CO 2 pada core .............................................. 112 5.4.2 Perbandingan ..................................................................... 116 BAB VI PEMBAHASAN.............................................................................121
"###
6.1 Data Core .............................................................................. 121 6.2 Data Penjenuhan Oil ............................................................. 122 BAB VII KESIMPULAN ............................................................................128 DAFTAR PUSTAKA
#$
DAFTAR GAMBAR
Gambar 3.1 Karakteristik Reservoir ....................................................................... 8 Gambar 3.2 Skema Perbandingan Porositas Efektif, Non-Efektif dan Porositas Absolut Batuan ...................................................................................... 11 Gambar 3.3 Skema Percobaan Penentuan Permeabilitas ...................................... 13 Gambar 3.4. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air ......................................................................................... 15 Gambar 3.5 Kurva krelatif sistem Air-Minyak .................................................... 17 Gambar 3.6 Kurva Distribusi Fluida ..................................................................... 20 Gambar 3.7. Tekanan dalam Pipa Kapiler ............................................................ 21 Gambar 3.8 Distribusi dan Pengukuran Radius Kontak Antara Fluida Pembasah dengan Padatan .................................................................................... 24 Gambar 3.9 Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan ........... 24 Gambar 3.10. Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Silika .......................................................................................... 26 Gambar 3.11. Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Kalsit.......................................................................................... 26 Gambar 3.12. Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan .................................. 27 Gambar 3.13. Tekanan Threshold sebagai Fungsi dari Permeabilitas dan Wetabilitas ...................................................................................................... 29
x
xi
Gambar 3.14. Bentuk Plot Antara Faktor Kompresibilitas Sebagai Fungsi Tekanan Pada Temperatur Konstan ...................................................................... 38 Gambar 3.15. Properties Beberapa Gas Kondisi Kritis ........................................ 39 Gambar 3.16. Faktor Kompresibilitas Natural Gas ............................................... 40 Gambar 3.17. Hubungan Viskositas terhadap Tekanan ........................................ 43 Gambar 3.18. Ciri Alur Faktor Volume Formasi Terhadap Tekanan untuk Minyak ........................................................................................................ 45 Gambar 3.19.Perbedaan antara Flash Liberation Dengan Differential Liberation .............................................................................................................. 47 Gambar 3.20. Diagram Tekanan Kelarutan Gas ................................................... 48 Gambar 3.21. Pengaruh Konsentrasi Garam dan Temperatur pada Densitas Air Formasi ............................................................................................ 51 Gambar 3.22. Viskositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir .............. 52 Gambar 3.23. Grafik Komposisi Gas Alam dan Air Garam yang Digunakan pada Eksperimen Pengukuran Kelarutan Gas ....................................................... 53 Gambar 3.24. Grafik Kelarutan Gas dalam Air .................................................... 54 Gambar 3.24. Faktor Volume Air Formasi sebagai fungsi dari Tekanan dan Temperatur ..................................................................................................... 56 Gambar 3.25. Harga Kompressibilitas Air Murni Berdasarkan Temperatur dan Tekanan .......................................................................................................... 57 Gambar 3.26. Koreksi Harga Kompressibilitas Air Formasi Terhadap Kandungan Gas Terlarut ....................................................................................... 58 Gambar 3.27 Kurva IPR Satu Fasa ....................................................................... 60
xii
Gambar 3.28 Kurva IPR dua Fasa ........................................................................ 63 Gambar 3.29 Jenis Kegiatan EOR ........................................................................ 72 Gambar 3.30. Perjalanan Fluida Injeksi ................................................................ 72 Gambar 3.31. Contoh Spacing Sumur Produksi dan Injeksi..................................... 73 Gambar 3.32. Injeksi Polymer-Surfactant ............................................................... 74
Gambar 3.33 Injeksi CO 2 Field ............................................................................. 77 Gambar 3.34 Ekstraksi Minyak Oleh CO2 ..................... ...................................... 80 Gambar 3.35 Sumber CO2 .....................................................................................81 Gambar 4.1 Pompa Quizix .....................................................................................90 Gambar 4.2 Core Flooding Rig ............................................................................. 91 Gambar 4.3 Core Holder ....................................................................................... 91 Gambar 4.3 Core Holder ....................................................................................... 92 Gambar 4.4 Pressure Gauge .................................................................................. 92 Gambar 4.5 Gelas Ukur ........................................................................................ 93 Gambar 5.1 Grafik MMP Pressure Vs Recovery Factor......................................111 Gambar 5.2 CO2 Injected VS Oil Production ......................................................117 Gambar 5.3 PV Injected VS RF ...........................................................................120 Gambar 6.1 Grafik MMP Pressure Vs Recovery Factor......................................123 Gambar 6.2 Keterangan Data ...............................................................................124
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Dalam dunia perminyakan mengenal tentang teknik produksi, teknik produksi merupakan suatu teknik yang mempelajari cara-cara mengeluarkan fluida dari reservoir ke permukaan, hal yang perlu di perhatikan yaitu besarnya laju produksi yang di peroleh dengan menggunakan metode produksi tertentu. Adapun klasifikasi dari oil recovery yaitu primary recovery, secondary
recovery, dan
tertiery recovery. primary recovery adalah proses untuk
memproduksi fluida (hydrocarbon) dengan memanfaatkan energi alami yang terkandung dalam reservoir itu sendiri. Primary recovery yaitu terdiri dari sembur alam (natural flow) dan pengangkatan buatan ( artificial lift). Sedangkan secondary recovery ini bertujuan untuk menggantikan tekanan yang hilang setelah primary recovery, dan secara prakteknya sekarang yang banyak digunakan adalah menggunakan water flooding, yaitu dengan cara menginjeksikan air ke dalam reservoir untuk menjaga tekananan reservoir dan mendorong minyak ke permukaan. Secondary recovery terdiri dari injeksi air (waterflooding) dan pressure maintenance. Sementara tertiery recovery merupakan proses pengurasan cadangan yang memiliki efesiensi pengangkatan yang lebih baik. Dengan metode EOR ini, hanya sekitar 30 – 60% kandungan minyak bumi yang dapat diambil dari sumbernya. Teriery recovery terdiri dari
Enhanced Oil Recovery (EOR).
1
2
EOR ini adalah optimisasi pada suatu sumur minyak agar minyakminyak yang kental, berat, poor permeability dan irregular faultlines bisa diangkat ke permukaan. Ada beberapa metode EOR, yaitu: thermal recovery, gas miscible dan chemical flooding. Pada thermal recovery, metode yang digunakan dengan cara memanaskan minyak mentah dalam formasi untuk mengurangi viskositas dan menguapkan sebagian dari minyak sehingga menurunkan rasio mobilitas. Gas miscible biasanya digunakan sebagai metode tersier karena pemulihan nya melibatkan peng-injeksi-an gas alam, nitrogen atau karbon dioksida ke dalam reservoir. Gas-gas ini dapat mendorong minyak melalui reservoir atau akan ikut larut di dalam minyak sehingga menurunkan viskositas dan meningkatkan aliran minyak tersebut. Chemical flooding EOR ini adalah membebaskan minyak yang terperangkap di dalam reservoir. Injeksi gas miscible atau tercampur dengan menggunakan gas CO2 atau sering juga disebut sebagai injeksi gas CO2 tercampur yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO 2 ke dalam reservoir dengan melalui sumur injeksi sehingga dapat diperoleh minyak yang tertinggal. CO 2 adalah molekul stabil dimana 1 atm carbon mengikat 2 atom oksigen, berat molekulnya 44.01, temperatur kritik 31.0 0CO2 dan tekanan kritik 73.3 Bars (1168.65 Psi)! Gas CO2 merupakan fluida pendesak yang sangat
ideal
untuk
beberapa
jenis
minyak, karena gas tersebut dapat bercampur dengan minyak
zona
transisi
untuk
mencapai pendesakan
yang sempurna. Hal ini telah laboratorium dengan menggunakan
terbukti
core.
pada
atau
efisiensi
penyapuan
pada
skala mikroskopis di
3
1.2 Batasan Masalah
Tema Skripsi ini adalah mengenai proses injeksi gas CO 2 untuk meningkatkan tingkat produksi suatu sumur dengan cara menginjeksi gas pada batuannya . Adapun judul spesifik yang diambil ialah “Studi Laboratorium Injeksi CO2 pada Sumur X Lapangan Y. 1.3 Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut : 1.3.1. Maksud Penelitian
Maksud dari penulisan Laporan Tugas Akhir ini adalah agar mahasiswa, terutama penulis dapat mengetahui proses injeksi CO 2 dalam skala Laboratorium. 1.3.2. Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian tugas akhir ini adalah untuk mengetahui dan mengevaluasi proses injeksi CO 2 dan mengetahui perhitungan permeabilitas dari injeksi CO2. 1.4 Metodologi Penelitian
Metode penelitian yang digunakan adalah dengan metode penelitian ini adalah: 1. Studi pustaka : Studi pustaka dilkukan dengan bahan –bahan yang deperoleh dari literature-literature, jurnal, ataupun karya tulis lain yang berhubungan dengan teori injeksi CO2.
4
2. Pengumpulan data : Diskusi dan studi kasus dilakukan terutama dengan dosen pembimbing maupun pembimbing lapangan mengenai analisa, aspek teknologi maupun tata cara penulisan. 3. Pengolahan, perhitungan dan analisa data pada proses injeksi CO 2 merupakan metode untuk pengolahan terhadap data yang telah terkumpul kemudian dilakukan analisa terhadap perhitungan data tersebut. 1.5 Sistematika Penulisan
Dalam penulisan skripsi ini dibuat dengan sistematika penulisan sebagai berikut : Bab I
berisi tentang pendahuluan yang meliputi latar belakang, batasan masalah, metodologi dan sistematika penulisan.
Bab II
berisi tentang tinjauan umum lapangan yang meliputi gambaran umum perusahaan dari PPPTMGB LEMIGAS
Bab III
berisi tentang dasar teori mengenai pengertian umum Injeksi CO 2.
Bab IV
berisi tentang alat dan bahan yang digunakan dalam penelitian dan cara kerja alat tersebut.
Bab V
berisi tentang Perhitungan dan Analisa Injeksi CO2.
Bab VI
berisi tentang pembahasan mengenai dari proses kerja di laboratorium serta tahapan analisa injeksi CO 2 dan metode−metode yang digunakan.
Bab VII
berisi tentang kesimpulan.
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN
Tugas Akhir dilakukan di PPPTMGB Lemigas yang dimana penelitian Tugas Akhir dilakukan dilaboratorium. Berikut ini adalah dari gambaran secara umum di PPPTMGB Lemigas. 2.1
Informasi Umum
LEMIGAS adalah lembaga/badan penelitian dan pengembangan ESDM (Energi Sumber Daya Mineral) milik pemerintah yang beroperasi dalam bidang hulu dan hilir minyak dan gas bumi (migas) dan berperan besar dalam perkembangan industri migas melalui penelitian, perekayasaan dan pengembangan
bidang
migas.
(PPPTMGB)
Pusat
Penelitian
dan
Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi. Lembaga ini didirikan pada bulan Juni tahun 1965 sebagai wujud dari kepedulian dan keinginan bangsa Indonesia agar sumber daya alam migas dapat dikelola dengan sebaik-baiknya untuk kesejahteraan rakyat. LEMIGAS
melaksanakan
penelitian-penelitian
terapan
untuk
mengembangkan teknologi dibidang minyak, gas dan panas bumi. Kegiatankegiatan penelitian ini merupakan wujud tanggung jawabnya dalam memberikan sumbangan pemikiran dan pengetahuan kepada pemerintah dalam menentukan suatu kebijakan serta membantu memecahkan masalahmasalah dalam industri migas.
5
6
Komitmen kuatnya dalam menjalankan misinya ditunujukkan dengan program yang sedang dijalankan, yang sangat menentukan keberhasilan negara dalam pengelolaan energi, yaitu upaya penelitian dan pengembangan CBM (Coalbed Methane) untuk mendapatkan energi baru bagi kepentingan umum; pengembangan biodesel plant dalam rangka memproduksi biodesel sebagai energi alternatif untuk masa depan; membagun uji percontohan pencampur oli kendaraan atau LOBP ( Lube Oil Blending Plant ); dan dalam bidang gas bumi. LEMIGAS juga memiliki Sistem Demonstrasi Gas ( Gas
Demonstration System) yang dapat mensimulasi system transportasi gas dari sumbernya sampai ke pengguna langsung. Kemampuan LEMIGAS dalam melaksanakan tugas - tugas penelitian dan pengembagan dari hulu ke hilir merupakan nilai tambah, keunikan dan kekuatan yang memliki potensi besar untuk dimanfaatkan oleh semua pihak yang berkepentingan dalam bidang migas. 2.2
Kelompok-kelompok
PPPTMGB Lemigas merupakan perusahaan besar yang memiliki beberapa divisi, diantaranya: •
Komite LK3
•
KP3T Ekplorasi
•
KP3T Eksploitasi
•
KP3T Proses
•
KP3T Gas
7
2.3
KP3T Eksploitasi
Kelompok Program Penelitian dan Pengembangan Teknologi Eksploitasi (KP3T Eksploitasi) mempunyai tugas melaksanakan penelitian dan pengembangan teknologi pemboran, evaluasi formasi, reservoar, produksi, dan peningkatan pengurasan tahap lanjut atau EOR. Sasaran penelitian yang ingin dicapai adalah peningkatan cadangan dan produksi minyak dan gas bumi; pengembangan gas non-konvensional colbed methane (CBM) dan shale gas; serta pengembangan teknologi penyimpanan gas karbon dioksida yang dikaitkan dengan EOR. Kegiatan penelitian dan pengembangan yang dilakukan KP3 Teknologi Eksploitasi antara lain •
CBM to Power.
•
Inventarisasi dan Anilisa Cadangan Migas Indonesia.
•
Pembuatan Surfaktan MES untuk peningkatan Perolehan Minyak.
•
Aplikasi Konvergensi nanoteknologi-Bioengineering untuk Peningkatan Perolehan Minyak.
•
Pengembangan Teknologi Ultrasonography untuk Aplikasi Inspeksi Sumur Minyak dan gas Bumi.
•
Pengembangan Metode karakterisasi Reservoir melalui Integrasi Seismik, petrofisika, dan Teknik Reservoir.
•
Pengembangan Teknologi Pemodelan penyimpanan Gas CO2 pada formasi Geologi.
BAB III DASAR TEORI 3.1 Karakteristik Reservoir
Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon dan air. Gambar 3.1 di bawah ini menunjukkan karakteristik reservoir
Gambar 3.1 Karakteristik Reservoir11)
Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur keterdapatan
minyak bumi.
Unsur-unsur yang menyusun sistem minyak bumi adalah sebagai berikut : 1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous dan permeable. 2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.
8
9
3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkav ke bawah dan dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada dibagian teratas reservoir. Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir. 3.1.1 Sifat Fisik Batuan Reservoir
Beberapa contoh dari sifat sifat fisik batuan reservoir adalah: 1. Porositas
Porositas () didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Besarkecilnya
porositas
suatu
batuan
akan
menentukan
kapasitas
penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat dinyatakan sebagai :
Vb Vs Vb
Vp Vb ................................................................... (3.1)
dimana : Vb
= volume batuan total (bulk volume)
Vs
= volume padatan batuan total (volume grain)
10
Vp
= volume ruang pori-pori batuan.
Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu: Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :
volume pori total bulk volume
100 % ....................................... (3-2)
Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.
volume pori yang berhubungan bulk volume
100 % .............. (3-3)
Gambar 3.2. pada halaman berikut menunjukkan perbandingan
antara porositas efektif, non efektif dan porositas total dari suatu batuan. Untuk selanjutnya, porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.
11
Connec ted or Effective Porosity Total Porosity Isolate d or Non-Effec tive Porosity
Gambar 3.2 Skema Perbandingan Porositas Efektif, NonEfektif dan Porositas Absolut Batuan11)
Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat
juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu : Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan. 2. Permeabilitas
Permeabilitas
didefinisikan
sebagai
suatu
bilangan
yang
menunjukkan kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida.
Definisi
kwantitatif
permeabilitas
pertama-tama
dikembangkan oleh Henry Darcy (1856) dalam hubungan empiris dengan bentuk differensial sebagai berikut :
12
×
............................................................ (3-4)
dimana : v
= =
kecepatan aliran, cm/sec viskositas fluida yang mengalir, cp
dP/dL
=
gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm
k
=
permeabilitas media berpori.
Tanda negatip pada Persamaan 3-4 menunjukkan bahwa bila tekanan bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya berlawanan dengan arah pertambahan tekanan tersebut. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam Persamaan 3-4 adalah: •
Alirannya mantap (steady state),
•
Fluida yang mengalir satu fasa,
•
Viskositas fluida yang mengalir konstan ,
•
Kondisi aliran isothermal, dan
•
Formasinya homogen dan arah alirannya horizontal.
•
Fluidanya incompressible. Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir,
permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu : Permeabilitas absolut, adalah yaitu dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misalnya hanya minyak atau gas saja.
13
Permeabilitas efektif, yaitu permeabilitas batuan dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya. Permeabilitas
relatif,
merupakan
perbandingan
antara
permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut. Dasar penentuan besaran permeabilitas adalah hasil percobaan yang dilakukan oleh Henry Darcy., seperti yang terlihat pada Gambar 3.3, berikut ini.
h1 - h2
Q
A l
h1 h2
11) Gambar 3.3 Skema Percobaan Penentuan Permeabilitas
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
14
batuan yang digunakan. Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan, sesuai persamaan berikut : k
Q..L A . (P1 P2 )
............................................................ (3-5)
Satuan permeabilitas dalam percobaan ini adalah :
k (darcy)
Q (cm3 / sec) . (centipoise) . L (cm) A (sq.cm) . (P1 P2 ) (atm)
........ (3-6)
Dari Persamaan 3-5 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan incompressible. Pada prakteknya di reservoir, jarang sekali terjadi aliran satu fasa, akan tetapi dua atau bahkan tiga fasa. Oleh karena itu dikembangkan pula konsep mengenai permeabilitas efektif dan permeabilitas relatif. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas, dan air. Sedangkan
permeabilitas
relatif
untuk
masing-masing
fluida
reservoir dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :
k ro
ko k ,
k rg
kg k
,
k rw
kw k
. ................. (3-7)
(keterangan : o = minyak, g = gas dan w = air)
15
Sedangkan besarnya harga permeabilitas efektif untuk minyak dan air dinyatakan dengan persamaan : ko
Qo . o . L A . (P1 P2 )
kw
......................................................... (3-8)
Qw . w . L A . (P1 P2 )
......................................................... (3-9)
Harga-harga ko dan kw pada Persamaan 3-8 dan Persamaan 3-9 jika diplot terhadap So dan Sw akan diperoleh hubungan seperti
yang ditunjukkan pada Gambar 3.4., yang menunjukkan bahwa ko pada Sw = 0 dan pada So = 1 akan sama dengan k absolut, demikian
juga untuk harga k absolutnya (titik A dan B) 1 w
C
0
0 1
1
A
B
k ,r e t a W to itily b a e rm e P e itv c fe fE
D
Oil Saturation, So Water Saturation, w S
o
k ,il O to y liti b a e m r e P e tiv c fe fE 0 1 0
Gambar 3.4. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air 11)
16
Ada tiga hal penting untuk kurva permeabilitas efektif sistem minyak-air pada Gambar 3.4 , yaitu : ko akan turun dengan cepat jika Sw bertambah dari nol, demikian juga kw akan turun dengan cepat jika Sw berkurang dari satu, sehingga dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena ko-nya yang kecil, demikian pula untuk air. ko akan turun menjadi nol, dimana masih ada saturasi minyak dalam batuan (titik C) atau disebut Residual Oil Saturation (Sor), demikian juga untuk air yaitu (Swr). Harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k, kecuali pada titik A dan B, sehingga diperoleh persamaan : ko
kw
1
.................................................................. (3-10)
17
1 w
1
k ,r e t a W to tyi
o
ilb a e rm e P e tvi c e ff E
w
k
a
b a e m r e P e vti c e ffE
kr
te
r
o
k ,li O o t yti li o
il
rw
0
0 0
Oil Saturation, So
1
Gambar 3.5 Kurva krelatif sistem Air-Minyak11)
Jika harga kro dan krw diplot terhadap saturasi fluida So dan Sw, maka akan didapat kurva seperti Gambar 3.5. Harga kro dan krw berkisar antara 0 sampai 1, sehingga diperoleh persamaan :
k ro
k rw 1.............................................................
(3.11)
Untuk sistem gas dan air, harga Krg dan Krw selalu lebih kecil dari satu atau :
k rg
k rw 1
.............................................................. (3-12)
3. Saturasi
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori. Dalam
18
batuan reservoir minyak umumnya terdapat lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar ke seluruh bagian reservoir. Secara matematis, besarnya saturasi untuk masing-masing fluida dituliskan dalam persamaan berikut : Saturasi minyak (So) adalah : volume pori pori yang diisi oleh min yak
So
volume pori pori total
......... (3-13)
Saturasi air (Sw) adalah : Sw
volume pori pori yang diisi oleh air volume pori pori total
.................... (3-14)
Saturasi gas (Sg) adalah : Sg
volume pori pori yang diisi oleh gas volume pori pori total
................... (3-15)
Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan : Sg + So + Sw = 1
............................................................ (3-16)
Sedangkan jika pori-pori batuan hanya terisi minyak dan air, maka : So + Sw = 1
.................................................................... (3-17)
Faktor-faktor
penting
yang
harus
mempelajari saturasi fluida antara lain adalah :
diperhatikan
dalam
19
Saturasi fluida akan bervariasi dari satu tempat ke tempat lain dalam reservoir, saturasi air cenderung untuk lebih besar dalam bagian batuan yang kurang porous. Bagian struktur reservoir yang lebih rendah relatif akan mempunyai Sw yang tinggi dan Sg yang relatip 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 kumulatip produksi minyak. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di reservoir akan digantikan oleh air dan atau gas bebas, sehingga pada lapangan yang memproduksikan minyak, saturasi fluida berubah secara kontinyu. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika volume batuan adalah V, ruang pori-porinya adalah .V, maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah : So V + Sg V = (1 – Sw ) V
............................. (3-18)
4. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak saling campur (minyak-air atau air-gas) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan
20
permukaan yang memisahkan kedua fluida tersebut. Besarnya tekanan kapiler dipengaruhi oleh tegangan permukaan, sudut kontak antara minyak–air–zat padat dan jari-jari kelengkungan pori.
e e P a a e a W
n o n o
30
200
27
180
24
e 160
21
e 140 P
18
a 120
6
a 100 o eZ 80 e o 60 A h 40
3
20
0
0
15
o e 12 e 9
90 81 d m 0 1
72 63
e
54
e P
45
a
36 27 18
a e a W A
a a o a o a
9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 100
Water Saturation, %
Gambar 3.6 Kurva Distribusi Fluida11).
Pengaruh tekanan kapiler dalam sistem reservoir antara lain adalah : Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir Gambar 3.6. pada halaman berikut menunjukkan kurva distribusi fluida yang merupakan hubungan antara saturasi fluida dengan tekanan kapiler pada beberapa permeabilitas batuan) Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori secara vertikal.
21
Pa
h Pa
A’
Pw
Pob
B‘
B
Pwb h
air A
Poa water
a. Air - Water
A’
B‘
B Oil
A Pwa
water
b. Oil - Water
Gambar 3.7. Tekanan dalam Pipa Kapiler11)
Berdasarkan pada Gambar 3.7., sebuah pipa kapiler dalam suatu bejana terlihat bahwa air naik ke atas di dalam pipa akibat gaya adhesi antara air dan dinding pipa yang arah resultannya ke atas. Gaya-gaya yang bekerja pada sistem tersebut adalah : Besar gaya tarik keatas adalah 2 rAT, dimana r adalah jari-jari pipa kapiler. Sedangkan besarnya gaya dorong ke bawah adalah r2hg(wo). Pada kesetimbangan yang tercapai kemudian, gaya ke atas akan sama dengan gaya ke bawah yang menahannya yaitu gaya berat cairan. Secara matematis dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut : 2
r AT
atau :
r 2 h g ( w o )
................................ (3-19)
22
h
2 AT
r ( w
o )
g
....................................................
(3-20)
dimana : h
= ketinggian cairan di dalam pipa kapiler, cm
r
= jari-jari pipa kapiler, cm.
w
= massa jenis air, gr/cc
o
= massa jenis minyak, gr/cc
g
= percepatan gravitasi, cm/dt2 Dengan memperlihatkan permukaan fasa minyak dan air
dalam pipa kapiler maka akan terdapat perbedaan tekanan yang dikenal dengan tekanan kapiler (Pc). Besarnya Pc sama dengan selisih antara tekanan fasa air dengan tekanan fasa minyak, sehingga diperoleh persamaan sebagai berikut : Pc = Po –Pw = ( o - w) g h ................................. (3-21) Tekanan kapiler dinyatakan berdasarkan sudut kontak dalam hubungan sebagai berikut : Pc
2
cos r
............................................................. (3-22)
dimana : Pc
= tekanan kapiler
= tegangan permukaan minyak-air
= sudut kontak permukaan minyak-air
23
r
= jari-jari pipa kapiler
Menurut Plateau, tekanan kapiler merupakan fungsi tegangan antar muka dan jari-jari lengkungan bidang antar muka, dan dapat dinyatakan dengan persamaan :
Pc
1 R1
R 2 1
...................................................... (3-23)
dimana : R1 dan R2
= jari-jari kelengkungan konvek dan konkaf,
inch
= tegangan permukaan, lb/inch
Penentuan harga R1 dan jari-jari kelengkungan
R2, dilakukan dengan perhitungan
rata-rata
(Rm),
yang
didapatkan
dari
perbandingan Persamaan 3-22 dengan Persamaan 3-23. Dari perbandingan tersebut didapatkan persamaan perhitungan jari-jari kelengkungan rata-rata sebagai berikut :
1 Rm
1 1 R1 R 2
2 cos rt
g h
..................... (3-24)
Gambar 3.8. di bawah ini menunjukkan distribusi dan
pengukuran R1 dan R2. Kedua jari-jari kelengkungan tersebut diukur pada bidang yang saling tegak lurus.
24
R1 R2
Gambar 3.8 Distribusi dan Pengukuran Radius Kontak Antara Fluida Pembasah dengan Padatan11) 5. Wetabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tak saling campur (immisible). Pada bidang antar muka cairan dengan benda padat terjadi gaya tarik-menarik antara cairan dengan benda padat (gaya
adhesi), yang
merupakan
faktor dari tegangan
permukaan antara fluida dan batuan. Dalam sistem reservoir digambarkan sebagai air dan minyak (atau gas) yang ada diantara matrik batuan.
wo cos
so
so sw wo
sw
Oil
Water
Solid
Gambar 3.9 Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas AirMinyak-Padatan 11)
25
Gambar 3.9. di atas memperlihatkan sistem air minyak yang
kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar o. Sudut
kontak diukur antara fluida yang lebih ringan terhadap fluida yang lebih berat, yang berharga 0o - 180o, yaitu antara air dengan padatan, sehingga tegangan adhesi (AT) dapat dinyatakan dengan persamaan : AT = so - sw = wo. cos wo, ...............................
(3.25)
dimana : so
= tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm
sw
= tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm
wo
= tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm
wo
= sudut kontak air-minyak.
Suatu cairan dapat dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya positip ( < 75o), yang berarti batuan bersifat water wet. Apabila sudut kontak antara cairan dengan benda padat antara 75 105, maka batuan tersebut bersifat intermediet. Apabila air tidak membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatip ( > 105o), berarti batuan bersifat oil wet. Gambar 3.10 dan Gambar 3.11 di bawah ini menunjukkan besarnya sudut kontak dari air yang berada
26
bersama-sama dengan hidrokarbon pada media yang berbeda, yaitu pada permukaan silika dan kalsit.
o
= 30
Iso-Octane
o
= 158
o
= 83
o
= 35
Iso-Octane + Iso-Quinoline 5,7 % Iso-Quinoline
Naph thenic Acid
Gambar 3.10. Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Silika11)
o
= 30
Iso-Octane
o
= 48
= 54
o
Iso-Octane + Iso-Quinoline 5,7 % Iso-Quinoline
= 106
o
Naph thenic Acid
Gambar 3.11. Sudut Kontak Antar Permukaan Air dengan Hidrokarbon pada Permukaan Kalsit11)
Pada umumnya reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat pada permukaan batuan sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air. Jadi minyak tidak mempunyai gaya tarik-menarik dengan batuan dan akan lebih mudah mengalir. Pada waktu reservoir mulai diproduksikan, dimana harga saturasi minyak cukup tinggi dan air hanya merupakan cincin-cincin yang melekat pada batuan formasi, butiran-butiran air tidak dapat bergerak atau bersifat immobile, dan saturasi air yang demikian
27
disebut residual water saturation. Pada saat yang demikian minyak merupakan fasa yang kontinyu dan bersifat mobile. Setelah produksi mulai berjalan, minyak akan terus berkurang digantikan oleh air. Saturasi minyak akan semakin berkurang dan saturasi air akan terus bertambah, sampai pada saat tertentu saturasi air akan menjadi fasa kontinyu, dan minyak merupakan cincincincin. Pada saat ini, air bersifat mobile dan akan bergerak bersamasama minyak. Gambaran tentang water wet dan oil wet ditunjukkan pada Gambar 3.12, pada halaman berikut yaitu pembasahan fluida dalam
pori-pori batuan. Fluida yang membasahi akan cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih kecil, sedangkan fluida tidak membasahi cenderung menempati pori-pori batuan yang lebih besar.
a.OilWet
b.WaterWet
Pore spa ce occupied by H O Rock matrix Pore spa ce oc cupied b y Oil
Gambar 3.12. Pembasahan Fluida dalam Pori-pori Batuan 11)
28
Menurut Srobod (1952), harga wetabilitas dan sudut kontak nyata ditentukan berdasarkan karakteristik pembasahan, yang merupakan fungsi dari threshold pressure (Pt), sesuai dengan persamaan berikut : cos wo PTwo oa
Wettabilitiy Number =
cos oa PToa wo
cos wo
Contact Angle =
................ (3-26)
PTwo oa PToa wo
........................ (3-27)
dimana : Cos wo
= sudut kontak air dengan minyak dalam inti batuan
Cos oa
= sudut kontak minyak dengan udara dalam inti batuan (=1)
PTwo
= tekanan threshold inti batuan terhadap minyak ( pada waktu batuan berisi air )
PToa
= tekanan threshold inti batuan terhadap udara ( pada waktu batuan berisi minyak)
wo
= tegangan antar muka antara air dengan minyak
oa
= tegangan antar muka antara minyak dengan udara
29
Tekanan threshold, yang merupakan fungsi dari permeabilitas ditentukan berdasarkan Gambar 3.13.
1000
g H m m , e r u ss e rP ld o h s re h T
500 300
100 50 30
10 0.1
0.3 0.5 1.0
3
5
10
305 0 100
300
1000
Permeability, mD (at atmospheric pressure)
Gambar 3.13. Tekanan Threshold sebagai Fungsi dari Permeabilitas dan Wetabilitas11" 6. Kompresibilitas
Pada formasi batuan kedalaman tertentu terdapat dua gaya yang bekerja padanya, yaitu gaya akibat beban batuan diatasnya (overburden) dan gaya yang timbul akibat
adanya fluida yang
terkandung dalam pori-pori batuan tersebut. Pada keadaan statik, kedua gaya berada dalam keadaan setimbang. Bila tekanan reservoir berkurang akibat pengosongan fluida, maka kesetimbangan gaya ini terganggu, akibatnya terjadi penyesuaian dalam bentuk volume poripori, perubahan batuan dan
30
Menurut
Geerstma
(1957),
mengemukakan
tiga
konsep
mengenai kompressibilitas batuan, yaitu : Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan tekanan. Kompressibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori-pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam tekanan, antara lain : Tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan 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.
31
Perubahan bentuk volume bulk batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cr atau : Cr
1
.
dVr dP ............................................................ (3-28)
Vr
Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat dinyatakan sebagai kompressibilitas Cp atau :
Cp
1 Vp
.
dVp *
dP
.........................................................
(3-29)
dimana : Vr
=
volume padatan batuan (grains)
Vp
=
volume pori-pori batuan
P=
tekanan hidrostatik fluida di dalam batuan
P*
=
tekanan luar (tekanan overburden).
Hall (1953) memeriksa kompresibilitas pori, Cp, pada tekanan overburden yang konstan, yang kemudian disebut kompresibilitas batuan
efektif
dan
dihubungkan
dengan
porositas,
Dimana
kompresibilitas turun dengan naiknya porositas. Terjadinya kompresibilitas batuan total maupun efektif karena dua faktor yang terpisah. Kompressibilitas total terbentuk dari pengembangan butir - butir batuan sebagai akibat menurunnya tekanan fluida yang mengelilinginya. Sedangkan kompressibilitas effektif terjadi karena kompaksi batuan dimana fluida reservoir
32
menjadi kurang efektif menahan beban di atasnya (overburden). Kedua faktor ini cenderung akan memperkecil porositas. 3.2.1 Sifat Fisik Fluida Reservoir
Fluida reservoir terdiri dari fluida hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon sendiri terdiri dari fasa cair (minyak bumi) maupun fasa gas, yang tergantung pada kondisi (tekanan dan temperatur) reservoir yang ditempati. Perubahan kondisi reservoir akan mengakibatkan perubahan fasa serta sifat fisik fluida reservoir. A. Sifat Fisik Gas
Sifat fisik gas yang akan dibahas antara lain adalah densitas, saturasi, faktor volume formasi serta kompresibilitas gas. 1. Densitas Gas Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standar adalah udara kering. Secara matematis berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut : BJ gas
o u ................................................................. (3-30)
Definisi matematis dari rapatan gas (g) adalah MP / RT, dimana M adalah berat molekul gas, P adalah tekanan, R adalah konstanta dan T adalah temperatur, sehingga bila gas dan udara
33
dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat dituliskan dengan persamaan sebagai berikut : Mg . P R . T
= Mu . P R . T
BJ gas
Mg = 28,97 ..................................................................... (3-31) Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut ini :
BJ gas
BM tampak
gas
28,97
.........................................
(3-32)
2. Viscositas Gas Viscositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viscositas gas hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viscositas gas non hidrokarbon. Bila
komposisi
campuran
gas
alam
diketahui,
maka
viscositasnya dapat diketahui dengan menggunakan persamaan :
g
gi Yi Mi 0,5 0,5
Yi Mi
..............................................
dimana : g
=
viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer
(3.33)
34
gi
=
viscositas gas murni
Yi
=
fraksi mpl gas murni
Mi
=
berat molekul gas murni
3. Faktor Volume Formasi Gas Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas pada kondisi standar (60 F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac. Bila satu standar cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan Pr dan temperatur Tr, maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu : P1 V1 Z r Tr
Pr Vr Z r Tr
........................................................ (3-34)
Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh : Vr
0.0283
Z r Tr Pr
cuft
.......................................... (3-35)
Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (Bg) adalah :
35
Bg
0.0283
Z r Tr Pr
cuft / scf
................................. (3-36)
Dalam satuan bbl / scf, besarnya Bg adalah : Bg
0.00504
Z r Tr Pr
bbl / scf
..................................
(3-37)
4. Kompresibilitas Gas Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan
Cg
C pr Ppc ................................................................. (3-38)
dimana : Cg
=
kompresibilitas gas, psi-1
Cpr
=
pseudo reduced kompresibilitas
Cpc
=
pseudo critical pressure, psi
Gas ideal, adalah fluida dimana mempunyai molekul yang dapat diabaikan bila dibandingkan dengan volume fluida keseluruhan. Tidak mempunyai tenaga tarik-menarik maupun tolak-menolak antar molekul-molekulnya, atau antara molekul-molekul dengan dinding wadahnya.
36
Tumbukan antar molekul-molekulnya bersifat lenting sempurna, sehingga tidak terjadi kehilangan tenaga akibat tumbukan tersebut. Persamaan untuk gas ideal adalah sebagai berikut : PV
nRT
m
RT
M
(3-39)
dimana : P = tekanan, psi V
= volume, Cuft
T = temperatur, oR n = jumlah mol gas, lb-mol m
= berat gas, lb
M
= berat molekul gas, lb/lb-mol
R = konstanta gas, psi-Cuft/(lb-mol oR). Konstanta gas (R) memiliki harga berlainan, tergantung satuan yang digunakan. Tabel 2.7 menunjukkan harga R untuk beberapa unit satuan. Gas nyata, adalah gas yang tidak mengikuti hukum-hukum gas ideal. Persamaan untuk gas nyata adalah sebagai berikut : PV
nZRT
m M
ZRT
................................................... (3-40)
dimana : Z = faktor kompresibilitas gas.
37
Harga Z untuk gas ideal adalah satu. Sedangkan untuk gas nyata, harga Z bervariasi tergantung dari tekanan dan temperatur yang bekerja. Gambar 3.14 menunjukkan bentuk plot antara faktor kompresibilitas gas (Z), sebagai fungsi tekanan pada temperatur konstan. Tabel 2.7. Berbagai Harga R Untuk Beberapa Unit Satuan 11)
atm, cc/g-mole, oK.
0082.060000
atm, liter/g-mole, oK.
0000.082060
BTU/lb-mole, oR.
0001.987000
psia, cu ft/lb-mole, oR.
0010.730000
lb/sq ft abs, cu ft/lb-mole, oR.
1544.000000
atm, cu ft/lb-mole, oR.
0000.730000
kwh/lb-mole, oK.
0000.001049
hp-hr/lb-mole, oR.
0000.000780
atm, cu ft/lb-mole, oK.
0001.314500
mm Hg, liters/g-mole, oK.
0062.370000
in. Hg, cu ft/lb-mole, oR.
0021.850000
cal/g-mole, oK.
0001.987000
atm, cu ft/lb-mole, oK.
0001.314000
38
Gambar 3.14. Bentuk Plot Antara Faktor Kompresibilitas Sebagai Fungsi Tekanan Pada Temperatur Konstan11)
Untuk suatu gas tertentu yang belum diketahui harga Z-nya, dapat dicari berdasarkan hukum corresponding state yang berbunyi, pada suatu tekanan dan temperatur tereduksi yang sama, maka semua hidrokarbon mempunyai harga Z yang sama. Tekanan dan temperatur tereduksi untuk gas murni dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : Pr
P Pc
Tr
, dan
T Tc
....................................................... (3-41)
dimana : Pr
= tekanan tereduksi gas murni
Tr
= temperatur tereduksi gas murni
P = tekanan reservoir, psi T = temperatur reservoir, oR
39
Pc
= tekanan kritik gas murni, psi
Keadaan kritis merupakan sebuah dari karakteristik dari zat murni yang unik, dan untuk temperatur kritis adalah temperatur tertinggi dimana liquid mulai dapat terbentuk. Tekanan kritis merupakan sebuah tekanan yang dibutuhkan untuk terbentuk liquid pada temperatur kritis.
Gambar 3.15. Properties Beberapa Gas Kondisi Kritis11)
40
Gambar 3.16. Faktor Kompresibilitas Natural Gas11)
B. Sifat Fisik Minyak
Fluida minyak bumi dijumpai dalam bentuk cair, sehingga sesuai dengan sifat cairan pada umumnya, pada fasa cair jarak antara molekul-molekulnya relatif lebih kecil daripada gas. Sifat-sifat minyak bumi yang akan dibahas adalah densitas, viskositas, faktor volume formasi dan kompressibilitas. 1. Densitas Minyak Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat masa suatu substansi dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak (o) merupakan perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap
41
volume minyak (cuft). Perbandingan tersebut hanya berlaku untuk pengukuran
densitas
di
permukaan
(laboratorium),
dimana
kondisinya sudah berbeda dengan kondisi reservoir sehingga akurasi pengukuran yang dihasilkan tidak tepat. Metode lain dalam pengukuran
densitas
adalah
dengan
memperkirakan
densitas
berdasarkan pada komposisi minyaknya. Persamaan yang digunakan adalah :
oSC
Xi Mi
Xi Mi
oSCi
.........................................
(3-42)
dimana : oSC
= densitas minyak (14,7 psia; 60 oF)
oSCi
= densitas komponen minyak ke-i (14,7 psia; 60 oF)
Xi
= fraksi mol komponen minyak ke-i
Mi
= berat mol komponen minyak ke-i
Densitas minyak biasanya dinyatakan dalam specific gravity minyak (o), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang secara matematis, dituliskan :
o o w
........................................................................ (3-43)
dimana : o
= specific gravity minyak
42
o
= densitas minyak, lb/cuft
w
= densitas air, lb/cuft
Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak dalam satuan
o
API, yang dinyatakan dengan persamaan
sebagai berikut : 141,5
oAPI =
o
131,5 ................................................. (3-44)
2. Viskositas Minyak Viskositas minyak (o) didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir, dengan satuan centi poise (cp) atau gr/100 detik/1 cm. Viskositas minyak dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas
yang terlarut dalam minyak tersebut. Kenaikan
temperatur akan menurunkan viskositas minyak, dan dengan bertambahnya gas yang terlarut dalam minyak maka viskositas minyak juga akan turun. Hubungan antara viskositas minyak dengan tekanan ditunjukkan pada Gambar 3.16. di bawah ini
43
7 6 5
B.P
A
p c ,4 sity o cs 3 i V
B
2 1
B.P
B.P
C D B.P
0
1000
2000
3000
Pressure, psig
Gambar 3.17. Hubungan Viskositas terhadap Tekanan12) Gambar 3.17 menunjukkan bahwa tekanan mula-mula berada
di atas tekanan gelembung (Pb), dengan penurunan tekanan sampai (Pb), mengakibatkan viskositas minyak berkurang, hal ini akibat adanya pengembangan volume minyak. Kemudian bila tekanan turun dari Pb sampai pada harga tekanan tertentu, maka akan menaikkan viskositas minyak, karena pada kondisi tersebut terjadi pembebasan gas dari larutan minyak. Secara matematis, besarnya viskositas dapat dinyatakan dengan persamaan :
F A
x
y v ................................................................ (3-45)
dimana :
= viskositas, gr/(cm.sec)
44
F
= shear stress
A
= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2
y / v = gradient kecepatan, cm/(sec.cm). 3. Faktor Volume Formasi Minyak Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan persamaan : Bo = 0.972 + (0.000147 . F 1.175) .............................. (3-46)
g o
F R s .
1.25 T
...............................................
dimana : Rs
=
kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
o
=
specific gravity minyak, lb/cuft
g
=
specific gravity gas, lb/cuft
T=
temperatur, oF.
(3-47)
45
Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Gambar 3.18. Tekanan reservoir awal adalah Pi dan harga awal faktor volume formasi adalah Boi. Dengan turunnya tekanan reservoir dibawah tekanan buble point, maka gas akan keluar dan Bo akan turun.
o
B r, Bob to c a F e m u l o V n io t a ro 1 m F
Pb
0
Reservoir pressure, psia
Gambar 3.18. Ciri Alur Faktor Volume Formasi Terhadap Tekanan untuk Minyak 12)
Terdapat dua hal penting dari Gambar 3.18. diatas, yaitu : Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume
sistem
cairan
bertambah
sebagai
akibat
terjadinya
pengembangan minyak. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.
46
Proses pembebasan gas ada dua, yaitu : a. Differential Liberation. Merupakan proses pembebasan gas secara kontinyu. Dalam proses ini, penurunan tekanan disertai dengan mengalirnya sebagian fluida
meninggalkan
sistem.
Minyak
hanya
berada
dalam
kesetimbangan dengan gas yang dibebaskan pada tekanan tertentu dan tidak dengan gas yang meninggalkan sistem. Jadi selama proses ini berlangsung, maka komposisi total sistem akan berubah. b. Flash Liberation Merupakan proses pembabasan gas dimana tekanan dikurangi dalam jumlah tertentu dan setelah kesetimbangan dicapai gas baru dibebaskan. Harga Bo dari kedua proses tersebut berbeda sesuai dengan keadaan reservoir selama proses produksi berlangsung. Pada Gambar 3.16. terlihat bahwa harga Bo pada proses flash liberation lebih kecil daripada proses differential liberation.
47
1000
1,8
L B B / 800 ft. ) uF co 600 , 0 n6 ito =
E R U S1,6 S E R P IR1,4 O V R E S E R1,2 L A N I IG1,0 R O
N TIO RA IBE SL A LG ON ATI TIA EN BER A S L I DIFFER G SH FLA
lu il 400 o .o ST S in ( s 200 a G 0 0
DIFFERENTIA L GAS LIBERATION
400
800
) ,0 f 1 o yti = ir va ( a r s Ga fic d G ce e ta pr S e b iL
0,8 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600
Reservoir Pressure, psia
Gambar 3.19.Perbedaan antara Flash Liberation Dengan Differential Liberation11)
4. Kelarutan Gas dalam Minyak Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 F, ketika minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir. Kelarutan gas dalam minyak (Rs) dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi minyak dan gas. Pada temperatur minyak yang tetap, kelarutan gas tertentu akan bertambah pada setiap penambahan tekanan. Pada tekanan yang tetap kelarutan gas akan berkurang terhadap kenaikan temperatur.
48
Gambar 3.20. Diagram Tekanan Kelarutan Gas11)
5. Kompressibilitas Minyak Kompressibilitas
minyak didefinisikan sebagai
perubahan
volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut: Co
1 V
V P .......................................................
(3-48)
Persamaan 3-31 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih
mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co
B ob
Boi Pb
B oi Pi
dimana :
......................................................
(3-49)
49
Bob
= faktor volume formasi pada tekanan bubble point
Boi
= faktor volume formasi pada tekanan reservoir
Pi
= tekanan reservoir
Pb
= tekanan bubble point.
C. Sifat Fisik Air Formasi
Sifat fisik minyak yang akan dibahas adalah densitas, viskositas, kelarutan gas dalam air formasi, kompressibilitas air formasi dan faktor volume air formasi.
1. Densitas Air Formasi Densitas air formasi dinyatakan dalam massa per volume, specific volume yang dinyatakan dalam volume per satuan massa dan specific gravity, yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan 14,7 psi dan temperatur 60 F. Beberapa satuan yang umum digunakan untuk menyatakan sifat-sifat air murni pada kondisi standard adalah sebagai berikut : 0,999010 gr/cc ; 8,334 lb/gal; 62,34 lb/cuft; 350 lb/bbl (US); 0,01604 cuft/lb. Dari besaran-besaran satuan tersebut dapat dibuat suatu hubungan sebagai berikut :
w
1
62 ,34 v w w = 62,34 =
0,01604
=
0,01604 w
=
vw
.....
.............................................................................................. (3-50) dimana :
50
w
= specific gravity air formasi
w
= density, lb/cuft
vw
= specific volume, cuft/lb
Untuk melakukan pengamatan terhadap densitas air formasi dapat dihubungkan dengan densitas air murni pada kondisi sebagai berikut : vw v wb
wb w
Bw
..................................................... (3-51)
dimana : vwb = specific volume air pada kondisi dasar, lb/cuft wb = density dari air pada kondisi dasar, lb/cuft Bw
= faktor volume formasi air
Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi dasar (standard) dan faktor volume formasi ada harganya (dari pengukuran
langsung),
maka
densitas
air
formasi
dapat
ditentukan. Faktor yang sangat mempengaruhi densitas air formasi adalah kadar garam dan temperatur reservoir. Hal ini ditunjukkan pada Gambar 3.21 di bawah ini
51
66
0 p sia , 870 32 F 0 p sia , 870 5800 p sia 68 F 8 F, 6, 2900 p sia 68 F 0 p sia o
tf . u /c 65
o
o
,lb o tyi s 64 50 o ,F 0 psia n 70 ,F 0 psia e o D 80 ,F 0 psia
o
, 68 F o
o
90 ,F 0 psia o 100 ,F 0 psia
63
62 5
10
15
20
25
30
35
40
-3
Salinity, ppm x 10
Gambar 3.21. Pengaruh Konsentrasi Garam dan Temperatur pada Densitas Air Formasi12) "#
Viskositas Air Formasi Besarnya viskositas air formasi (w) tergantung pada tekanan,temperatur dan salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Gambar 3.22. menunjukkan viskositas air formasi sebagai fungsi temperatur. Viskositas air murni pada tekanan atmosfir dan pada tekanan 7100 psia serta viskositas air pada kadar garam 6% pada tekanan atmosfir.
52
Water salinity : 60000 ppm
1,8
at 14,7 psia pressure at 14,2 psia pressure
1,6
at 7100 psia pressure at vap our pressure
c 1,4 p ,y t 1,2 si o c is 1,0 V t lu 0,8 o s b 0,6 A 0,4 0,2 0
0
50
100
150
200
250
300
350
o
Tempera tur, F
Gambar 3.22. Viskositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir 11)
Pada Gambar 3.22. diatas, terlihat bahwa pengaruh salinitas di atas 6000 ppm dan tekanan di atas 7000 psi mempunyai pengaruh yang kecil pada viskositas air formasi, yaitu hanya mencapai 0,5 cp meskipun temperatur dinaikkan. Pada temperatur dan tekanan yang tetap, dengan naiknya salinitas maka akan menaikkan viskositas air. 3. Kelarutan Gas dalam Air Formasi Standing dan Dodson telah menentukan kelarutan gas dalam air formasi sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur. Mereka
53
menggunakan gas dengan berat jenis 0,655 dan mengukur kelarutan gas ini dalam air murni serta dua contoh air asin. Komposisi gas dan air asin diperlihatkan pada Gambar 3.19., sedangkan Gambar 3.20. menunjukkan kelarutan gas dalam air murni sesuai dengan temperatur. Sca le : meq / liter
Na 100 Ca 10 Mg 100 Fe 100
Cl 100 SO4 10
Na 100
HCO3 10 CO3 10
Cl 100
Ca 10
Fe 100
HCO3 10 SO4 10 CO3 10
Na 100
Cl 100
Mg 100
Ca 10
HCO3 10
Mg 100
SO4 10 CO3 10
Fe 100
Gambar 3.23. Grafik Komposisi Gas Alam dan Air Garam yang Digunakan pada Eksperimen Pengukuran Kelarutan Gas 11)
Dari hasil penelitian, seperti terlihat pada Gambar 3.23, disimpulkan beberapa pernyataan yang bersifat umum tentang kelarutan gas dalam air dan air asin adalah sebagai berikut : Kelarutan
gas
dalam
air
formasi
lebih
kecil
jika
dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama.
54
Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Kelarutan gas alam dalam air asin akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas. l 24 b /b t .f u 20 c r, e t a 16 W n i s a 12 G l a r tu a 8 N f o yit il 4 b u l o S 0 60
p sia 5 000 p sia 40 00 p sia 3 0 00 sia 2000 p 1000 psia 500 psia
100
140
180
220
260
Temp erature, oF
Gambar 3.24. Grafik Kelarutan Gas dalam Air11)
4. Faktor Volume Formasi Air Formasi Faktor volume air formasi (Bw) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi reservoir ke kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, yang berkaitan dengan pembebasan gas dan air
55
dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya temperatur. Harga faktor volume formasi air-formasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : Bw = (1 + Vwp)(1 + Vwt) ..................................
(3-52)
dimana : Bw
= faktor volume air formasi, bbl/bbl
Vwt
= penurunan volume sebagai akibat penurunan
suhu, oF Vwp tekanan, psi
=
penurunan volume selama penurunan
56
l 1,07 b /lb b1,06 b ,r 1,05 o t c a1,04 F e m1,03 lu o1,02 V n i 1,01 to a m r 1,00 o F r e t 0,99 a W0,98
o
250 F
200 o F
o
150 F o
100 F pure water pure water and natural gas 0
1000
2000
3000
4000
5000
Pressure, psia Gambar 3.24. Faktor Volume Air Formasi sebagai fungsi dari Tekanan dan Temperatur 11)
5. Kompressibilitas Air Formasi Kompresibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Besarnya kompressibilitas air murni (Cpw) tergantung pada tekanan, temperatur dan kadar gas terlarut dalam air murni, sebagaimana terlihat pada Gambar 3.25.
57
3,6
y,t is lii .p l ib b ss b /l 3,2 re b p m6 ,b o C 0 r 12,8 te xw a WC 2,4
sia 1000 p 0 200 3000
4000 5000 6000
60
100
C wp 140
180
o
1
V
V P T
220
260
Tempera ture, F
Gambar 3.25. Harga Kompressibilitas Air Murni Berdasarkan Temperatur dan Tekanan12)
Secara matematik, besarnya kompressibilitas air murni dapat ditulis sebagai berikut :
C wp
V V P T 1
(3-53)
dimana : Cwp = kompressibilitas air murni, psi –1 V
= volume air murni, bbl
V; P
= perubahan volume (bbl) dan tekanan (psi) air
murni Sedangkan pada air formasi yang mengandung gas, hasil perhitungan harga kompressibilitas air formasi, harus dikoreksi dengan adanya pengaruh gas yang terlarut dalam air murni.
58
Koreksi terhadap harga kompressibilitas air dapat dilakukan dengan menggunakan Gambar 3.26.
yt lii b ss e r p m o C n o ti u l o S
1,3
ilty b sis 1,2 re p m o C1,1 r e t a W 1,0
0
5
10
15
20
25
Gas-Water Ratio, c u.ft/bbl
Gambar 3.26. Koreksi Harga Kompressibilitas Air Formasi Terhadap kandungan Gas Terlarut12)
Secara matematik, koreksi terhadap harga kompressibilitas air (Cw) dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :
Cw
C wp (1 0,0088 R sw )
...................................... (3-54)
dimana : Cwp = kompressibilitas air murni, psi-1 Rsw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl 3.2 Produktivitas Formasi $%&'()*+,+*-.
,&%/-.+
-'-0-1
)2/-/3(-4
.(-*(
,&%/-.+
(4*()
/2/3%&'().+)-4 ,0(+'- 5-46 '+)-4'(4645- 3-'- )&4'+.+ *2)-4-4 *2%*24*(# $-'(/(/45- .(/(%7.(/(% 5-446 8-%( '+)2*2/()-4 /2/3(45-+ *24-6- 324'&%&46 -0-/+-1 5-46 /-/3( /246-0+%)-4 ,0(+'- 1+'%&)-%8&4 '-%+ %2.2%9&-% )232%/()--4 '246-4 *24-6-45- .24'+%: '246-4 82%;-0-445- <-)*( 3%&'().+ )2/-/3(-4 '-%+
59
,&%/-.+ (4*() /246-0+%)-4 ,0(+'- *2%..28(* -)-4 /246-0-/+ 324(%(4-4: 5-46 82.-%45- .-46-* *2%6-4*(46 3-'- 324(%(4-4 *2)-4-4 %2.2%9&-%#
3.2.1. Produktivitas Index (PI)
Index adalah Kualitas kinerja aliran fluida dari formasi produktif masuk ke lubang sumur. Produktifitas formasi adalah kemampuan suatu formasi untuk memproduksikan fluida
yang dikandungnya pada kondisi tekanan
tertentu. Parameter yang menyatakan produktifitas formasi adalah Productivity Index (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR). PI dapat berharga konstan atau tidak, tergantung pada kondisi aliran yang terjadi. Harga PI didapatkan dari persamaan:
−
.................. ........................................................................ (3.55)
=2*2%-46-4>
PI Q Ps Pwf
: productivity index, bpd/psi. : tes laju produksi, bpd. : tekanan statik reservoir, psi. : tekanan alir dasar sumur, psi.
3.2.2. Inflow Performance Relationship (IPR)
Kurva IPR adalah sebuah kurva yang menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, yang dinyatakan dalam bentuk hubungan antara laju produksi (q) terhadap tekanan alir dasar sumur (Pwf).
60
Dalam persiapan pembuatan kurva IPR terlebih dahulu harus diketahui Productiivity Index (PI) sumur tersebut, yang merupakan gambaran secara kwalitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. 1. Kurva IPR Aliran Satu Fasa
Kurva IPR untuk aliran satu fasa akan merupakan suatu garis lurus dengan harga PI yang konstan untuk setiap harga Pwf. Hal ini terjadi apabila tekanan reservoir (Pr) lebih besar dari tekanan gelembung (Pb). Berdasarkan definisi PI pada diatas untuk suatu saat tertentu dimana Ps konstan dan PI juga konstan, maka variabelnya adalah laju produksi (q) dan tekanan alir dasar sumur (Pwf). Sehingga persamaan tersebut dapat diubah menjadi:
( )
................................................ ....................................... (3.56) ................................................................... ............. (3.57)
$
$<,
?
?/-@
Gambar 3.27 Kurva IPR Satu Fasa14)
61
Untuk /2/8(-* )(%9- D$E '+32%0()-4 '-*-7'-*- .28-6-+ 82%+)(*> •
laju alir produksi
•
tekanan dasar sumur (Pwf)
•
tekanan statis atau tekanan rservoar (Pr) Ketiga data tersebut diperoleh dari hasil test produksi dari sumur yang
bersangkutan. Aliran fluida dalam media berpori telah dikemukakan oleh Darcy (1856) dalam persamaan:
.................................................................................... (3.58)
Persamaan tersebut mencakup beberapa anggapan, diantaranya adalah: •
Aliran mantap
•
Fluida yang mengalir satu fasa
•
Tidak terjadi reaksi antara batuan dengan fluidanya
•
Fluida bersifat incompressible.
•
Viskositas fluida yang mengalir konstan.
•
Kondisi aliran isotermal.
•
Formasi homogen dan arah aliran horizontal. Persamaan diatas kemudian dikembangkan untuk kondisi aliran radial,
dimana dalam satuan lapangan persamaan tersebut berbentuk:
0.007082 ℎ(−) (⁄) =2*2%-46-4>
........................................... ..................... (3.19)
62
Q Qo h k μo Bo Pwf Pe
> 0-;( -0+%-4 ,0(+'-: 880B'-5 > 0-;( -0+%-4 ,0(+'- '+ 32%/()--4: FGHB'-5 > )2*28-0-4 0-3+.-4: ,* > 32%/2-8+0+*-. 8-*(-4: /' > 9+.)&.+*-. /+45-): I3 > ,-)*&% 9&02/2 ,&%/-.+ /+45-): 880BFGH# > *2)-4-4 -0+%.-4 '-.-% .(/(%: 3.+ > *2)-4-4 ,&%/-.+ 3-'- ;-%-) %2: 3.+
%2
J K-%+ – ;-%+ 3246(%-. .(/(%: ,*
%<
J ;-%+ – ;-%+ .(/(%: ,*
Persyaratan yang harus dipenuhi untuk menggunakan pesamaan terseburt adalah: •
Fluida berfasa tunggal
•
Aliran mantao (steadu state)
•
Formasi homogen
•
Fluida incompresible.
2. Kurva IPR Aliran Dua Fasa
Jika Pr dibawah Pb, maka gas membebaskan diri dari minyak, maka bentuk kurva IPR akan merupakan suatu garis lengkung, dan harga PI tidak lagi merupakan harga yang konstan, karena kemiringan garis IPR akan berubah secara kontiniu untuk setiap harga Pwf.
63
Untuk membuat kurva IPR dua fasa, Vogel menurunkan suatu persamaan dasar dengan anggapan skin sama dengan nol Persamaan Vogel tersebut dapat dinyatakan sebagai berikut :
10.2 0.8 ..................................................... ....(3.60) atau:
0.125[1+ √8180 ]
....................................... (3.61)
%$$<,
? /-@ ? A880B'C
Gambar 3.28 Kurva IPR dua Fasa14)
Selain itu dalam pengembangannya dilakukan anggapan: •
•
•
Reservoir bertenaga dorongan gas pelarut Harga skin disekitaran lubang bor sama dengan nol Tekanan reservoar dibawah tekanan saturasi (pb)
3. Kurva IPR Tiga Fasa Metode
Asumsi yang digunakan metode ini adalah: •
Faktor skin sama dengan nol
64
•
Minyak, air dan gas berada pada satu lapisan dan mengalir bersama – sama secara radial. Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digunakan
parameter “water cut (WC)“, yaitu perbandingan laju produksi air dengan laju produksi total. Dimana harga water cut dinyatakan dalam persen. Dalam perkembangan kinerja aliran tiga fasa dari formasi produktif ke lubang sumur telah digunakan 7 kelompok data hipotensi reservoar, yang mana untuk masingmasing kelompok dilakukan perhitungan kurva IPR untuk lima harga water cut berbeda, yaitu 20%, 40%, 60%, 80%, dan 90%. Dalam metode Pudjo Sukarno membuat persamaan sebagai berikut:
+ + ....................................................... (3.62) Dimana: An ( n = 0, 1 dan 2) adalah konstanta persamaan, yang harganya berbeda untuk water cut yang berbeda. An = C0 + C1 (water cut) + C2 (water cut)2 ............................................... (3.63) Cn (n = 0, 1 dan 2) untuk masing – masing harga An ditunjukan dalam tabel 3.2, sebagai berikut :
65
Tabel 3.1 Konstanta Cn unntuk masing-masing An11) An
C0
C1
C2
A0
0,980321
-0,115661.10
-1
0,179050.10-4
A1
-0,414360
0,392799.10
-2
0,237075.10-5
A2
-0,564870
0,762080.10
-2
-0.202079.10-4
Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai Pwf/ Pr, terhadap WC (WC @ Pwf = Pr) telah ditentukan dengan analisis regresi yang menghasilkan persamaan berikut :
@ = ( ⁄ ) ............... ....................................... (3.64) Dimana P1 dan P 2 tergantung dari harga water cut. Dari hasil analisa regresi menghasilkan persamaan berikut:
1.606207 () 0.517792+0.110604×()
................................ ....................................... (3.65) ............................................... (3.66)
Dimana water cut dinyatakan dalam persen (%) dan merupakan data uji produksi. Prosedur pembuatannya kinerja aliran tiga fasa dari metode Pudjo Sukarno adalah sebagai berikut. Langkah 1.
Mempersiapkan data – data penunjang meliputi : •
Tekanan reservoar / Tekanan statis sumur.
•
Tekanan aliran dasar sumur
66
•
Laju produksi minyak dan air
•
Harga water cut (WC) berdasarkan data uji produksi (%)
Langkah 2.
Penentuan WC @ Pwf
≈
Ps
Menghitung terlebih dahulu harga P 1 dan P 2 yang diperoleh dari persamaan (3.65) dan (3.35). Kemudian hitung harga WC @ Pwf
≈
Ps dengan persamaan (3.56)
Langkah 3.
Penentuan konstanta A0, A1 dan A2 Berdasarkan harga WC@ Pwf
≈
Ps kemudian menghitung harga konstanta tersebut
menggunakan persamaan (3.54) dimana konstanta C 0, C1 dan C2 diperoleh dalam Tabel 3.2 Konstanta C n unntuk masing-masing An. Langkah 4.
Penentuan Qt maksimum Menghitung Qt maksimum dari persamaan (3.53) dan konstanta A 0, A1 dan A2 dari langkah 3, Langkah 5.
Penentuan laju produksi minyak (Qo) Berdasarkan Qt maksimum langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi minyak Qo untuk berbagai harga Pwf. Langkah 6.
Penentuan laju produksi air (Qw)
67
Menghitung besarnya laju produksi air dari harga water cut (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :
×
.......................................................................... .............. (3.63)
−
Langkah 7.
Membuat tabel harga-harga Qw, Qo dan Qt untuk berbagai harga Pwf pada Ps aktual. Langkah 8.
Membuat grafik hubungan antara Pwf terhadap Qt, dimana Pwf mewakili sumbu y dan Qt mewakili sumbu x. 3.3 Metode Produksi
Metode produksi secara umum di klasifikasikan menjadi 3 yaitu : 3.3.1
Primary Recovery Primary (hydrocarbon)
recovery
adalah
proses
untuk
memproduksi
fluida
dengan memanfaatkan energi alami yang terkandung
dalam reservoir itu sendiri. Primary recovery yaitu terdiri dari sembur alam (natural flow) dan pengangkatan buatan (artificial lift). Natural Flow yaitu produksi sumur minyak dan gas bumi secara alami tanpa bantuan peralatan-peralatan buatan. Sumur produksi ini memiliki fluida yang dapat mengalir dengan sendirinya ke permukaan melalui tubing karena memiliki tekanan reservoir yang lebih tinggi daripada tekanan hidrostatik kolom fluida yang berada dalam lubang sumur tersebut. Sedangkan artificial lift
68
adalah metode pengangkatan buatan fluida dengan menggunakan peralatan pengangkatan buatan. Pertimbangan untuk memasang alat bantu tersebut karena kecilnya tekanan sumur yang ada. Selain itu peralatan ini juga untuk mengejar target produksi, sehingga sumur-sumur yang masih mengalir secara alami juga dipasang peralatan artificial baru. 3.3.2
Secondary Recovery
Secondary recovery ini bertujuan untuk menggantikan tekanan yang hilang setelah primary recovery, dan secara prakteknya sekarang yang banyak digunakan adalah menggunakan waterflooding, yaitu dengan cara menginjeksikan air ke dalam reservoir untuk menjaga tekananan reservoir dan mendorong minyak ke permukaan. Secondary recovery terdiri dari injeksi air ( waterflooding) dan pressure maintenance. Waterflooding adalah dengan menginjeksikan air ke dalam formasi yang berfungsi untuk mendesak minyak menuju sumur produksi (produser) sehingga akan meningkatkan produksi minyak ataupun dapat juga berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir. Pressure maintenance berfungsi untuk mempertahankan tekanan reservoir agar laju produksi tetap ekonomis dengan jalan menginjeksikan fluida dalam reservoir pada saat tenaga pendorong
reservoir
mampu
untuk
memproduksikan
minyak
ke
permukaan. Injeksi fluida ini untuk mengendalikan tekanan reservoir agar tidak mengalami penurunan yang drastis selama produksi berlangsung.
69
3.3.3
Tertiery Recovery
Tertiery Recovery merupakan proses pengurasan cadangan yang memiliki efesiensi pengangkatan yang lebih baik. Dengan metode EOR ini, hanya sekitar 30 – 60% kandungan minyak bumi yang dapat diambil dari sumbernya. Teriery recovery terdiri dari Enhanced Oil Recovery (EOR). EOR ini adalah optimisasi pada suatu sumur minyak agar minyak-minyak yang kental, berat, poor permeability dan irregular faultlines bisa diangkat ke permukaan. Ada beberapa metode EOR, yaitu: thermal recovery, gas miscible dan chemical flooding. Pada thermal recovery, metode yang digunakan dengan cara memanaskan minyak mentah dalam formasi untuk mengurangi viskositas dan menguapkan sebagian dari minyak sehingga menurunkan rasio mobilitas. Gas miscible biasanya digunakan sebagai metode tersier karena pemulihan nya melibatkan peng-injeksi-an gas alam, nitrogen atau karbon dioksida ke dalam reservoir. Gas-gas ini dapat mendorong minyak melalui reservoir atau akan ikut larut di dalam minyak sehingga menurunkan viskositas dan meningkatkan aliran minyak tersebut. Chemical flooding EOR ini adalah membebaskan minyak yang terperangkap di dalam reservoir. Lapangan hidrokarbon setelah sekian lama diproduksikan akan mengalami penurunan produksi karena force/tenaga untuk mengeluarkan fluida ke dalam sumur sudah semakin berkurang. Berkurangnya tenaga pendorong bisa terlihat
70
dengan dipasangnya pompa atau gas lift pada sumur sembur alam (natural flow) yang tidak dapat mengalir dengan sendirinya. Begitupun sumur pompa atau gas lift yang lambat laun akan menjadi kering. Untuk menambah pengurasan lapangan dan drive force, dikembangkan teknik-teknik yang kemudian disebut dengan Enhanced Oil Recovery (EOR) atau Improved Oil Recovery (IOR). Selanjutnya akan dibahas jenis-jenis teknik EOR. 3.4 Jenis-jenis Teknik EOR
Berikut adalah jenis-jenis teknik EOR yang digunakan dalam pengurasan minyak : 3.4.1 Injeksi Air (Waterflood)
Injeksi air merupakan salah satu metoda EOR yang paling banyak dilakukan sampai saat ini. Biasanya injeksi air digolongkan ke dalam injeksi tak tercampur. •
Alasan-alasan sering digunakannya injeksi air ialah:
•
Mobilitas yang cukup rendah
•
Air cukup mudah diperoleh
•
Pengadaan air cukup murah
•
Berat kolom air dalam sumur injeksi turut menekan, sehingga cukup banyak mengurangi besarnya tekanan injeksi yang perlu diberikan
71
dipermukaan ; jika dibandingkan dengan injeksi gas, dari segi berat air sangat menolong. •
Air biasanya mudah tersebar ke seantero reservoir, sehingga menghasilkan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi.
•
Effisiensi pendesakan air juga cukup baik. sehingga harga Sor sesudah injeksi air = 30% cukup mudah didapat. Pemakaian injeksi air sebagai meloda untuk menaikan peralehan minyak
dimulai pada tahun 1880 setelah John F. Carll menyimpulkan bahwa air tanah dari lapisan yang lebih dangkal dapat membantu produksi minyak. Secara tidak sengaja, hal tersebut telah terjadi sebelum di Pennsylvania opada tahun 1865. Tujuan Injeksi air adalah mengimbangi penurunan tekanan reservoir dengan menginjeksikan air ke dalam reservoir.
72
Gambar 3.29 Jenis Kegiatan EOR.
Gambar 3.30. Perjalanan Fluida Injeksi.5)
73
Gambar 3.31. Contoh Spacing Sumur Produksi dan Injeksi
2)
3.4.2 Injeksi Air Ditambah Zat-Zat Kimia Tertentu
Setelah injeksi air telah maksimum diaplikasikan, terdapat beberapa cara untuk menambah efisiensi injeksi dengan cara menambahkan zat-zat kimia tertentu kedalam air injeksi yang akan diinjeksikan. L# Surfactant
Surfactant berfungsi untuk menurunkan tegangan pcrmukaan, tekanan kapiler (campuran polimer, alkohol, sulfonate), menaikkan efesiensi pendesakan dalam skala pori, mikropis. "# Polymer
Polymer berfungsi untuk memperbaiki perbandingan mobilitas minyak-air. Untuk menaikkan efesiensi pengurasan secara luas, makrokopis. Sering dipakai berselang-seling dengan surfactant. Injeksi Polymer efektif untuk reservoir dengan viskositas minyak tinggi (sampai 200 cp). Jenis-jenis polimer yang paling sering dipakai:
! polycrylamide ! polysaccharide
74
Gambar 3.32. Injeksi Polymer-Surfactant 2)
3.4.3 Injeksi Termal
Injeksi termal dilakukan dengan menginjeksikan fluida panas yang temperatur jauh lebih besar jika dibandingkan temperatur fluida reservoir. Injeksi Termal berfungsi menurunkan viskositas minyak atau membuat minyak berubah ke fasa uap, juga mendorong minyak ke sumur-sumur produksi. Jenis-jenis Injeksi termal antara lain: L# Stimulasi uap (steam soak, huff and puff)
Yang diinjeksikan biasanya campuran uap dan air panas dengan komposisi yang berbcda-beda. "# Pembakaran di tempat (In-situ Combustion)
75
Menginjeksikan udara dan membakar sebagaian minyak ini akan menurunkan viskositas, mengubah sebagian minyak menjadi uap dan mendorong dengan pendesakan gabungan uap, air panas dan gas. M# Injeksi air panas.
3.4.4 INJEKSI GAS CO2
CO2 mudah larut dalam minyak bumi namun sulit larut pada air. Karena itu beberapa hal yang penting dan berguna dalam proses EOR ketika minyak bumi terjenuhi oleh CO2 adalah : L# Menurunkan viskositas minyak dan menaikkan viskositas air. "# Menaikkan volume minyak (swelling) dan menurunkan densitas minyak M# Memberikan efek pengasaman pada reservoir karbonat. N# Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan,
dan pemindahan kromatografi, sehingga dapat bertindak sebagai solution gas drive Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak daripada minyak pada kondisi awal di reservoir. Ada 4 jenis mekanisme pendesakan injeksi CO 2 : L# Injeksi CO2 secara kontinyu selama proses EOR. "# Injeksi slug CO2, diikuti air. M# Injeksi slug CO2 dan air secara bergantian.
76
N# Injeksi CO2 dan air secara simultan.
Injeksi CO2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik di antara keempat metode tersebut (oil recoverynya sekitar 50%). Disusul kemudian injeksi slug CO 2 dan air secara bergantian. Injeksi langsung CO2 dan injeksi slug CO 2 diikuti sama buruknya dalam kemampuan mengambil minyak (sekitar 25%). Agar tercapai pencampuran antara CO 2 dengan minyak, maka tekanan di reservoir harus melebihi MMP (Minimum Miscibility Pressure), harga MMP dapat diperoleh dari hasil percobaan di laboratorium atau korelasi. Sumber CO2 alami adalah yang terbaik, baik dari sumur yang memproduksi gas CO2 yang relatif murni atau dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO 2 sebagai kontaminan. Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal-fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amoniak. Desain yang dilakukan dalam injeksi CO 2 ke reservoir minyak adalah menentukan banyaknya air yang digunakan untuk menaikkan tekanan reservoir sehingga proses pencampuran CO 2 dengan minyak dapat berlangsung, menentukan kebutuhan CO 2 yang akan diinjeksikan ke
77
reservoir yang didorong oleh gas N 2, menentukan tekanan injeksi (dipermukaan) CO2 ke reservoir yang tidak melebihi tekanan formasi. 3.5 Injeksi Gas CO2
Injeksi gas CO2 atau sering juga disebut sebagai injeksi gas CO2 tercampur yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO2 ke dalam reservoir dengan melalui sumur injeksi sehingga dapat diperoleh minyak yang tertinggal. CO2 adalah molekul stabil dimana 1 atm carbon mengikat 2 atom oksigen, berat molekulnya 44.01, temperatur kritik 31.0 0 CO2 dan tekanan kritik 73.3 Bars (1168.65 Psi). Dibawah ini digambarkan parameter-parameter untuk Injeksi CO 2 yang merupakan screening criteria secara umum untuk penerapan Injeksi CO2 ini.
Gambar 3.33 Injeksi CO2 Field 7)
3.5.1 Sifat-sifat CO2
Perubahan sifat kimia fisika yang disebabkan oleh adanya injeksi CO2 adalah sebagai berikut : a. Pengembangan volume minyak
78
b. Penurunan viscositas c. Kenaikan densitas d. Ekstraksi sebagian komponen minyak
A.
Pengembangan volume minyak Adanya CO2 yang larut dalam minyak akan menyebabkan pengembangan
volume
minyak.
Pengembangan
volume
ini
dinyatakan
dengan
suatu
swelling factor, yaitu : “Perbandingan volume minyak yang telah dijenuhi CO2 dengan volume minyak awal sebelum dijenuhi CO2, bila besarnya SF ini lebih dari satu, berarti menunjukkan adanya pengembangan”. Oleh Simon dan Grause, dikatakan bahwa SF dipengaruhi oleh fraksi mol CO 2 yang terlarut dalam minyak (X CO2) dan ukuran molekul minyak yang dirumuskan dengan perbandingan berat molekul densitas (M/). Disamping itu, hasil penelitian Walker dan Dunlop menunjukkan bahwa swelling factor dipengaruhi pula oleh tekanan dan temperature
B.
Penurunan viscositas Adanya sejumlah CO2 dalam minyak akan mengakibatkan penurunan
voscositas minyak. Oleh Simon dan Gause dinyatakan bahwa penurunan viscositas tersebut dipengaruhi oleh tekanan dan viscositas minyak awal sebelum dijenuhi CO 2. Dalam gambar tersebut bahwa m/o (perbandingan viscositas campuran CO2 minyak dengan viscositas awal) akan lebih kecil untuk viscositas minyak awal ( o) yang lebih besar pada tekanan saturasi tertentu.
79
Artinya pengaruh CO2 terhadap penurunan viscositas minyak akan lebih besar untuk minyak kental (viscous). Untuk satu jenis minyak, kenaikan tekanan saturasi akan menyebabkan penurunan viskositas minyak.
C.
Kenaikan densitas Terlarutnya sejumlah CO2 dalam minyak menyebabkan kenaikan densitas, hal
yang menarik ini oleh Holm dan Josendal dimana besarnya kenaikan densitas dipengaruhi oleh tekanan saturasinya Meskipun demikian bila fraksi CO 2 terlarut telah mencapai suatu harga tertentu, kenaikan fraksi mol lebih lanjut akan menyebabkan turunnya densitas,
D.
Ekstraksi sebagian komponen minyak Sifat CO2 yang terpenting adalah kemampuan untuk mengekstraksikan
sebagian komponen minyak. Hasil dari penelitian Nelson dan Menzile menunjukkan bahwa pada 135 F dan pada tekanan 2000 Psi minyak dengan gravity 35 API mengalami ekstraksi lebih besar dari 50 %. Penelitian dari Holm dan Josendal menunjukkan volume minyak menurun akibat adanya ekstraksi sebagian fraksi hidrokarbon dalam minyak, Dari komposisi hidrokarbon yang terekstraksi selama proses pendesakan CO 2, menunjukkan fraksi menengah (C 7-C30) hampir semuanya terekstraksi. Sedangkan pada fraksi ringan (C2-C6), juga fraksi berat harga ekstraksi sangat kecil.
80
Gambar 3.34 Ekstraksi Minyak Oleh CO27) 3.5.2 Sumber CO2
Sumber CO2 sangat menentukan dalam keberhasilan proyek injeksi CO 2, sebab CO2 yang diperlukan harus tersedia untuk jangka waktu yang panjang. Gas yang tersedia juga harus relatif murni sebab beberapa gas seperti metana dapat meningkatkan tekanan yang diperlukan untuk bercampur, sedangkan yang lainnya seperti hidrogen sulfida berbahaya dan berbau serta menimbulkan permasalahan lingkungan. Perlu diperhatikan bahwa adanya kesulitan dalam menentukan volume aktual dan waktu pengantaran gas ke proyek, sebab kebocoran dapat terjadi pada proyek injeksi skala besar selama periode waktu yang panjang. Faktor yang tidak diketahui lainnya adalah volume CO 2 yang harus dikembalikan lagi (recycle). Jika gas CO 2 menembus sebelum waktunya ke dalam sumur produksi, maka gas ini harus diproses dan CO2 diinjeksikan kembali. Sumber CO2 alami adalah yang tebaik, baik yang berasal dari sumur yang memproduksi gas CO2 yang relatif murni ataupun yang berasal dari pabrik yang mengolah gas hidrokarbon yang mengandung banyak CO 2 sebagai kontaminan.
81
Sumber yang lain adalah kumpulan gas (stack gas) dari pembakaran batubara (coal fired). Alternatif lain adalah gas yang dilepaskan dari pabrik amonia. Beberapa kelebihan sumber tersebut adalah : 1.
Pabrik amonia dan lapangan minyak yang dapat didirikan berdekatan
2.
Kuantitas CO2 dari tiap sumber dapat diketahui
3.
Gas CO2 yang dilepaskan dari pabrik amonia cenderung dapat dikumpulkan dalam sebuah area industrial yang tersedia
4.
Tidak memerlukan pemurnian, karena CO2 yang diperoleh mempunyai kemurnian 98 % (Pullman kellog,1977). Keberhasilan suatu proyek CO2 tergantung pada :
1. Karakteristik minyak 2. Bagian reservoir yang kontak secara efektif 3. Tekanan yang biasa dicapai 4. Ketersediaan dan biaya penyediaan gas CO 2
Gambar 3.35 Sumber CO2 7)
82
3.5.3 Kelebihan dan Kekurangan Injeksi CO2
Penggunaan CO2 untuk meningkatkan perolehan minyak mulai menarik banyak perhatian sejak 1950. Ada beberapa alasan (kelebihan utama), sehingga dilakukan injeksi CO2 yaitu : 1. Injeksi CO2 mengembangkan minyak dan menurunkan viskositas. 2. Membentuk fluida bercampur dengan minyak karena ekstraksi, penguapan dan pemindahan kromatologi. 3. Injeksi CO2 bertindak sebagai solution gas drive sekalipun fluida tidak bercampur sempurna. 4. Permukaan fluida campur (miscible front) jika rusak akan memperbaiki diri. 5. CO2 akan bercampur dengan minyak yang telah berubah menjadi fraksi C2-C6. 6. CO2 mudah larut di air menyebabkan air mengembang dan menjadikannya bersifat agak asam. 7. Ketercampuran / miscibility dapat dicapai pada tekanan diatas 1500 psi pada beberapa reservoir. 8. CO2 merupakan zat yang tidak berbahaya, gas yang tidak mudah meledak dan tidak menimbulkan problem lingkungan jika hilang ke atmosfir dalam jumlah yang relatif kecil. 9. CO2 dapat diperoleh dari gas buangan atau dari reservoir yang mengandung CO2. Sedangkan beberapa kekurangan injeksi CO 2 adalah seabagai berikut 1. Kelarutan CO2 di air dapat menaikkan volume yang diperlukan selam bercampur dengan minyak.
83
2. Viskositas yang rendah dari setiap gas CO 2 bebas pada tekanan reservoir yang rendah akan menyebabkan penembusan yang lebih awal pada sumur produksi sehingga mengurangi effisiensi penyapuan. 3. Setelah fluida tercampur terbentuk, viskositas minyak lebih rendah dari pada minyak reservoir sehingga menyebabkan fingering dan penembusan yang belum waktunya. Untuk mengurangi fingering maka diperlukan injeksi slug water. 4. CO2 dengan air akan membentuk asam karbonik yang sangat korosif. 5. Injeksi alternatif slug CO 2 dan air memerlukan sistem injeksi ganda dan hal ini akan menambah biaya dan kerumitan sistem. 6. Diperlukan injeksi dalam jumlah yang besar (5 – 10 MCF gas untuk memproduksi satu STB minyak). 7. Sumber CO2 biasanya tidak diperoleh ditempat yang berdekatan dengan proyek injeksi CO2 sehingga memerlukan pemipaan dalam jarak yang panjang. 3.5.4 Miscibility dan Pengaruhnya
Miscibility didefinisikan sebagai kemampuan suatu fluida untuk bercampur dengan fluida lainnya dan membentik suatu fasa yang homogen sehingga tidak tampak batas fasa fluida tersebut. Tercapainya miscibility CO 2 dengan minyak ditandai dengan mengecilnya tegangan permukaan sampai mendekati nol. Untuk mencapai miscibility, kondisi temperatur serta komposisi harus memenuhi syarat tertentu. Faktor-faktor yang dapat mempengaruhi tercapainya miscibility CO2 dan minyak adalah kemurnian CO 2, komposisi minyak, temperatur serta tekanan.
84
1. Kemurnian CO2
Hasil
percobaan
pada
berbagai
tingkat
kemurnian
yang
digunakan,
menunjukkan bahwa semakin murni CO 2 semakin besar miscibilitasnya. Adanya C 1 dan N2 di dalam CO2 akan mempengaruhi terjadinya miscibilitas, sedangkan adanya H2S didalam CO2 pengaruhnya lebih kecil disbanding C 1 dan N2. 2. Komposisi Minyak
Holm dan Josendal menyatakan bahwa dalam sistem biner (diagram dua fasa), komposisi dari minyak juga akan mempengaruhi tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible. Menurut penelitian dari Holm dan Josendal didapatkan komposisi kimia CO 2 dan hidrokarbon selama pendorongan CO 2 terhadap minyak “Mead Strawn” pada tekanan 2000 psi dan temperatur 135 F. Pada daerah miscible hanya terdapat sejumlah kecil pada komponen C2-C4 dalam fasa gabungan zat cair dan uap. Dari analisa produksi fasa uap selama pendorongan telah breakthrough CO 2, tetapi sebelum miscible, diperlihatkan penguapan komponen C 2-C4 cenderung menempati bagian depan front pendorong. Hal ini terlihat dengan adanya kenaikan % mol C 2-C4 dari 5,11 menjadi 10,86 pada terserap
daerah
ini.
Pada
kedalamnya,
saat
CO 2
diinjeksikan,
komponen-komponen
ringan
maka
akan
CO2
akan
menguap,
maka
terbentuklah kesetimbangan fasa ternyata dari hasil pengamatan dapat ditarik kesimpulan C5-C30 atau C5+ terekstraksi lebih banyak. 3. Temperatur
85
Temperature minyak juga akan mempengaruhi tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible dapat ditarik kesimpulan bahwa temperatur yang semakin besar, tekanan pendorongan makin besar. 4. Tekanan
Tekanan yang diperlukan untuk pendorongan miscible akan dipengaruhi oleh kemurnian CO2, komposisi minyak dan tekanan reservoir. Dapat ditarik beberapa kesimpulan bahwa pada tekanan pendorongan miscible CO 2 terhadap minyak reservoir dengan adanya komponen hidrokarbon ringan C 2, C3, C4 didalam minyak reservoir tidak mempengaruhi proses miscibility. Pendorongan miscible sangat dipengaruhi oleh adanya komponen C5-C30 di dalam reservoir. Dari kenyataan ini Holm dan Josendal memberikan suatu kesimpulan bahwa tekanan diinjeksi agar terjadi pendorongan yang miscible ditentukan oleh adanya komponen C5, dalam minyak reservoir.
3.5.5 Jenis-jenis Pendorongan Gas CO2
Pemakaian CO2 sebagai fluida pendesak untuk perolehan minyak telah diteliti di laboratorium maupun di lapangan. Dari keduanya telah dapat diperkirakan bahwa CO2 dapat menjadi fluida pendesak yang efisien. Jenis pendorongan gas karbondioksida terdiri dari solution gas drive dan dynamin miscible drive. A. Solution gas drive
Kelarutan CO2 didalam minyak makin besar dengan adanya kenaikan tekanan, dengan diikuti pula pengembangan volume minyak makin besar. Holm dan Josendal
86
melakukan pengamatan terhadap jenis drive ini dengan menggunakan gravity minyak 22 API yang dijenuhi dengan Berea sandstone sepanjang 4 feet. Penjenuhan dilakukan pada tekanan 900 psi yang berisi 47,2 % PV dan sisanya air asin. Minyak yang diproduksikan 14,2 % OIP sampai penurunan tekanan 400 psig, dan 14 % OIP pada tekanan mencapai 200 psig Jadi CO2 adalah gas yang masuk dalam larutan dengan pengembangan minyak sebagai suatu kenaikan tekanan, minyak dapat keluar dari larutan dengan penurunan tekanan. B. Dynamic miscible drive
Sifat yang cukup penting dari CO 2 adalah kemampuannya mengekstraksikan atau menguapkan sebagian fraksi hidrokarbon dari minyak reservoir. Skema kondisi miscible dan mendekati miscible dari proses pendorongan gas CO 2 pada temperatur 315 F Menurut Holm dan Josendal pada gambar tersebut sebagai hasil penyelidikannya dijelaskan sebagai berikut : Dua gambar bagian atas, memperlihatkan tekanan pendorongan CO 2 terhadap minyak pada tekanan 1800 dan 2200 psi. Pada saat diinjeksikan CO 2 selanjutnya akan mengekstrasi CO 2, C5-C30 dan membentuk zona transisi CO 2- hidrokarbon. Luasnya zona transisi CO2 sampai hidrokarbon merupakan fungsi dari tekanan pendorongan. Zona transisi yang cukup panjang menandakan pendorongan pada tekanan yang rendah. Konsentrasi hidrokarbon yang tinggi akan terdapat pada zona transisi dengan tekanan pendorongan yang tinggi dan “total residual saturation” yang lebih rendah akan tertinggal dalam media porous setelah proses pendesakan.
87
“Total residual saturation” yang tidak turut terdesak pada saat pendorongan CO2 terhadap minyak pada tekanan 1800 psi dan 135 F yaitu komponen C 10+ berarti komponen C1 sampai C18 ikut terdesak oleh pendorongan CO2 tersebut. Sedangkan pada proses pendorongan CO 2 terhadap minyak pada 2200 psi dan 135 F, ternyata komponen hidrokarbon C22+ tidak ikut terdesak, hal ini membuktikan bahwa tekanan pendorongan yang lebih tinggi maka lebih banyak lagi komponen hidrokarbon yang turut terproduksi. Hal ini membuktikan bahwa untuk mendapatkan recovery minyak yang tinggi, haruslah pada tekanan pendorongan yang tinggi. Gas CO2 telah tercampur dengan Oil In Place, dimana tekanan pendorongan CO2 menyebabkan CO2 dan minyak tercampur secara sempurna. Dalam hal ini tidak terjadi ekstraksi hidrokarbon dan dari analisa zona transisi diperlihatkan terjadinya campuran CO2 dan Oil In Place dalam satu fasa. 3.5.6 Mekanisme Injeksi CO2
Mekanisme dasar injeksi CO2 adalah bercampurnya CO2 dengan minyak dan membentuk fluida baru yang lebih mudah didesak dari pada minyak reservoir awal. Proses pelaksanaannya sama seperti pada proses EOR lainnya, yaitu dengan menginjeksikan sejumlah gas CO 2 yang telah direncanakan melalui sumur-sumur injeksi yang telah ada, kemudian minyak yang keluar diproduksikan melalui sumur produksi. Ada empat jenis mekanisme pendesakan injeksi CO2. Dalam pelaksanaan ini, gas CO 2 yang diinjeksikan, dapat dilakukan dengan beberapa cara sebagai berikut : 1. Injeksi CO2 secara kontinyu selama proyek berlangsung.
88
2. Injeksi Carbonate Water (Injeksi slug CO 2 diikuti air). 3. Adanya slug CO2 oleh cairan yang diikuti dengan air (Injeksi slug CO 2 dan air secara bergantian). 4. Adanya slug CO2 oleh cairan yang diikuti injeksi air dan CO 2 (Injeksi CO2 dan air secara simultan). Untuk gas yang dibawa dengan menginjeksikan terus menerus gas CO 2 ke dalam reservoir maka diharapkan gas CO 2 ini dapat melarut dalam minyak dan mengurangi viskositasnya, dapat menaikkan densitas (sampai tahap tertentu, yang kemudian diikuti dengan penurunan densitas), dapat mengembangkan volume minyak dan merefraksi sebagian minyak, sehingga minyak akan lebih banyak terdesak keluar dari media berpori. Untuk cara yang kedua, yaitu dengan menginjeksikan carbonat water ke dalam reservoir. Sebenarnya carbonat water adalah percampuran antara air dengan gas CO 2 (reaksi CO2 + H2O) sehingga membentuk air karbonat yang digunakan sebagai injeksi dalam proyek CO 2 flooding. Tujuan utama adalah untuk terjadi percampuran yang lebih baik terhadap minyak sehingga akan mengurangi viskositas dari minyak serta mengembangkan sebagian volume minyak sehingga dengan demikian penyapuan akan lebih baik. Pada cara yang ketiga, yaitu membentuk slug penghalang dari CO 2 yang kemudian diikuti air sebagai fluida pendorong. Sama seperti cara pertama dan kedua, pembentukan slug ini untuk lebih dapat mencampur gas CO 2 kedalam minyak, kemudian karena adanya air yang berfungsi sebagai pendorong maka diharapkan efisiensi pendesakan akan lebih baik.
89
Untuk cara yang keempat sebenarnya sama dengan cara yang ketiga tetapi disini lebih banyak fluida digunakan CO 2 untuk lebih melarutkan minyak setelah proses penyapuan terhadap pendesakan minyak, maka minyak yang telah tersapu dan akan diproduksikan melalui sumur produksi. Dari studi yang dilakukan menunjukkan bahwa injeksi CO 2 dan air secara simultan terbukti merupakan mekanisme pendesakan yang terbaik diantara keempat metode tersebut (oil recovery sekitar 50 %). Disusul kemudian injeksi slug CO 2 dan air bergantian. Injeksi langsung CO2 dan injeksi slug CO 2 diikuti air sama buruknya dengan kemampuan mengambil minyak hanya sekitar 25 %. Dalam semua kasus, pemisahan gaya berat antara CO 2 dan air terjadi sebelum setengah dari batuan batuan recovery
tersapu
oleh
campuran
dari
dua
fluida
tersebut.
BAB IV PENGOLAHAN DATA DAN METODELOGI PENELITIAN DI LABORATORIUM
Penulis telah melakukan penelitian di laboratorium PPTMGB LEMIGAS dengan alat dan bahan yang disiapkan pembimbing di laboratorium guna memenuhi prosedur penelitian yang dilakukan. 4.1 Alat dan Bahan 4.1.1 Alat
1.
Pompa Quizix
Gambar 4.1 Pompa Quizix
Sebagai pengatur tekanan aliran dan memompakan fluida ke dalam core flooding rig.
90
91
2.
Core Flooding Rig.
Gambar 4.2 Core Flooding Rig
Sebagai alat penginjeksiian yang tekanan dan temperaturnya diatur mendekati reservoir. 3.
Core Holder
Gambar 4.3 Core Holder
Sebagai alat untuk menahan core agar tidak bergerak pada saat penginjeksian.
92
4.
Labu Erlenmeyer
Gambar 4.3 Core Holder
Sebagai wadah air braine yang akan digunakan untuk memvakum dan menjenuhkan brine. 5.
Pembacaan Tekanan ( Pressure Gauge)
Gambar 4.5 Pressure Gauge Gambar 4.4 Pressure Gauge
Sebagai acuan untuk mengetahui pressure pada saat sample di injeksi.
93
6.
Gelas Ukur
Gambar 4.5 Gelas Ukur
Sebagai tempat untuk menampung hasil dari penginjeksian berupa minyak yang sudah di jenuhkan. 4.1.2 Bahan
1. Sample Core Sebagai bidang atau objek yang akan di teliti serta di injeksikan CO2. 2. Air Formasi Sebagai sample air yang di jadikan pendesak minyak untuk di jenuhkan ke dalam core sample. 3. Oil Sampel Sebagai sample oil yang di jadikan sebagai minyak sampel yang di jenuhkan ke dalam core sample.
94
4.2
Prosedur Kerja Alat 4.2.1
Memasukkan Sampel Core ke dalam Core Holder.
1. Memastikan semua perangkat, karet sleeve, piston, tubing serta mur
dan ferrule berada dalam keadaan bersih dan siap digunakan. 2. Memasang karet sleeve pada end plug yang terdapat pada tutup core
holder. 3. Memasukkan sampel core ke dalam sleeve diikuti dengan piston
yang di 4. Mendorong perangkat yang telah di pasang kan pada langkah ketiga. Ke dalam core holder. Kemudian perhatikan posisi tubing ¼” agar tetap memasuki lubang yang terdapat pada sisi bawah core holder. 5. Menyekrupkan mur yang terdapat pada tutup core holder hingga mentok, kemudian kendorkan sebesar 5 derajat. 6. Memasang karet O-ring, karet perbak serta baut packing gland (penahan karet) pada tubing ¼” yang terdorong keluar dari sisi belakang core holder. 7. Memasangkan reducer ¼” in MP – 1/8” LP pada tubing ¼ “ tersebut. 8. Menekan tubing ¼” kearah dalam hingga core sample benar-benar terjepit didalam karet sleeve. Note : Harus diperhatikan agar menghindari terjadinya gap antara core dengan bagian ujung plug, dikarenakan kurangnya penekanan pada bagian ujung piston. Hal ini dapat menyebabkan karet menjadi getas dan pecah pada saat menaikkan tekanan.
95
9. Menghubungkan tubing tekanan confining ke port atau sambungan confining. 10. Menghubungkan semua tubing atau line DPT dengan port atau persambungan DPT yang terletak pada tutup core holder sesuai dengan letak atau posisi dari masing-masing line tubingnya. 4.2.2
Penggunaan Core Holder. a. Core Holder 3 Inch. 1. Menutup port DPT #01, #02, #07 pada bagian belakang panel instrumentasi. 2. Mengisolasi dan memastikan dalam keadaan tertutup dengan baik saluran perhubungan confining yang menuju core holder 1 feet dan 3 feet. 3. Membuka jalur yang menghubungkanke saluran atau tubing confining. 4. Menutup line yang berlabel IN dan Out yang menuju keluar oven. 5. Menghubungkan line yang berlabel IN pada percabangan sambungan dalam oven. 6. Menghubungkan line yang berlabel Out pada percabangan sambungan dalam oven. 7. Menghubungkan tubing confining dari core holder pada sekat yang berlabelkan DPT02. b. Core Holder 1 Feet.
96
1. Menutup percabangan IN di dalam oven. 2. Menutup percabangan OUT dalam oven. 3. Mengisolasi dan memastikan dalam keadaan tertutup dengan baik saluran perhubungan confining yang menuju coreholder 3 inch. 4. Menghubungkan tubing atau saluran confining pada jalur atau port confining yang berada di belakang panel instrument. 5. Membuka jalur yang menghubungkan ke saluran confining ke 1 ft dan 3 ft. 6. Menutup jalur pemisah yang berlabelkan DPT2. 7. Menghubungkan tubing yang berlabelkan DPT3 dan DPT2 yang berada di belakang panel instrument. 8. Menutup jalur yang berlabelkan DPT1 dan DPT 7 pada bagian belakang dari panel instrumentasi. 9. Menghubungkan tubing atau saluran yang berlabelkan IN dan OUT ke tubing yang berlabelkan IN dan OUT yang berada di sebelah kiri dari luar oven. 10. Menghubungkan heating jacket dan seluruh kabel termokopel yang berhubungan pada soket yang terletak disebelah kiri bawah dari oven.
97
11. Menghubungkan tracing kabel dan seluruh kabel termokopel yang berhubungan pada soket yang terletak disebelah kiri bawah dari oven. c. Core Holder 3 Ft. 1. Menutup percabangan dengan label IN di dalam oven. 2. Menutup percabangan dengan label OUT di dalam Oven. 3. Mengisolasi dan memastikan dalam keadaan tertutup dengan baik saluran perhubungan confining yang menuju core holder 3 inch. 4. Menghubungkan tubing atau saluran confining pada jalur atau port confining yang berada di belakang panel instrument. 5. Membuka jalur yang menghubungkan ke saluran atau tubing confining ke 1 ft dan 3 ft. 6. Menutup jalur pemisah yang berlabelkan DPT2. 7. Menghubungkan tubing yang berlabelkan DPT7, DPT6, DPT5, DPT4, DPT3 dan DPT2 yang berada dibelakang panel instrument. 8. Menghubungkan tubing atau saluran yang berlabelkan IN dan OUT ke tubing yang berlabelkan IN dan OUT yang berada disebelah kiri pada bagian luar oven.
98
9. Menhubungkan heating jacket dan seluruh kabel termokopel yang berhubungan pada soket yang terletak pada sebelah kiri bawah bagian oven. 10. Menghubungkan tracing kabel dan seluruh kabel termokopel yang berhubungan pada soket yang terletak di sebelah kiri bawah dari oven. 4.2.3
Memverifikasi fungsi sensor-sensor tekanan dan diferensial pressure kemudian mengisi jalur yang terhubung dengan sensor-sensor tersebut dengan minyak buffer seperti minyak silicon untuk mencegah terjadinya korosi.
4.2.4
Menaikkan tekanan confining. "#
Memastikan minyak pada tangki penyimpanan yang ada di pompa terisi penuh.
$#
Melepaskan plug yang terletak di bagian atas tutup core holder.
%#
Menjalankan pompa confining hingga terdapat minyak silicon keluar dari core holder, selain memompa juga dapat dituangkan dengan menggunakan corong atau silinder transfer (sebagai pilihan)
&#
Memasang kembali plig yang pertama dilepaskan kemudian mengencangkan dengan baik. Kemudian memberikan tekanan 1000 psi pada kali pertama.
4.2.5
Mengisi akumulator.
99
Menggunakan silinder transfer untuk mengisi akumulator dengan langkah-langkah berikut. 1.
Membuka valve untuk refill kemudian menyambungkan tubing untuk mengalirkan sisa fluida yang keluar dari akumulator.
2. Menekan piston yang terdapar dalam akumulator kea rah atas dengan memberikan tekanan angina (tekanan angin -/+ 3 bar biasanya cukup untuk menggerakannya). 3. Mengisi silinder transfer dengan fluida yang hendak dimasukkan ke dalam akumulator, kemudian menghubungkan tubing dengan Teflon diantara silinder transfer dan valve refill yang menuju akumulator. 4. Mengisi akumulator dengan memberikan angin bertekanan ke dalam silinder transfer (teknan angin -/+ 3 bar biasanya cukup untuk mendorongnya.). Dapat pula ditambahkan tekanan angina pendorong pada fluida yang memiliki kekentalan lebih tinggi hingga maksimal 5 bar (jangan sampai lebih). 4.2.6
Menjenuhkan akumulator. 1. Menjalankan pompa injeksi untuk mengeluarkan sebagian isi silinder bebas dari fluida. 2. Memvakum pompa injeksi, tubing, dan bilik pengendali dari akumulator hingga menujuvalve tangki sepanjang sepanjang saluran pompa injeksi. ( Untuk membuka valve proses secara bersamaan. Tunggu hingga proses vakum berjalan 30 menit).
100
3. Menutup keran tangki, menghentikan pompa vakum kemudian menyambungkan kembali valve tangki dengan reservoir minyak silicon. 4. Membukan valve tangki dan menunggu hingga level minyak di dalam reservoir minyak hingga stabil, yang menandakan tidak ada lagi minyak yang masuk ke dalam sistem. 5. Membuka valve refill yang menuju akumulator dan menghidupkan pompa injeksi untuk mempurging bilik proses akumulator, pimpa hingga -/+ 50 cc untuk setiap akumulator yang ada. 6. Melakukan purging pada saluran yang berada diantara akumulator dan inlet dari core holder. 4.2.7
Menaikkan tekanan pore dari sampel di dalam sistem. 1. Membuka valve yang tepat untuk mengalirkan fluida yang diinginkan. 2. Menjalankan pompa injeksi dengan sebelumnya memastikan fluida apa yang akan diinjeksikan ke dalam core, set pompa pada rate -/+ 5 cc/ min tergantung dari permeabilitas batuan yang digunakan dengan demikian mulai mengalirkan fluida ke dalam sampel core. 3. Silinder nitrogen akan memberi tekanan BPR terlalu besar maka buka kembali secara perlahan valve isolasi untuk menurunkan
101
tekanannya. Minyak akan kembali ke dalam reservoir minyak didalam hand pump. 4. Menset BPR pada pertama kalinya pada tekanan 100 psi. 5. Kemudian ketika downstream mencapai tekanan pada set BPR kemudian melampauinya, hal ini mengakibatkan aliran dapat terjadi, keluar dari BPR dan pada saat inilah untuk menaikkan tekanan confining dan tekanan BPR pada besaran yang diinginkan secara bersamaan. Setelah itu memeriksa dan memperbaiki apabila terjadi kebocoran pada saat melalui proses ini. 4.2.8
Menaikkan temperature sistem. 1. Memastikan kabel power atau daya terhubung dengan sumber listrik. Untuk penggunaan core holder pada bagian luar, memastikan pula kabel heating jacket dan tracer tersambung dengan baik. 2. Mengatur temperature pada nilai yang diinginkan (tidak lebih dari 1500C). 3. Membiarkan suhu di dalam oven untuk memanas hingga suhu yang ditentukan. 4. Memperhatikan dan menjaga tekanan yang ikut naik bersama dengan proses pemanasan berlangsung pada setiap silinder maupun bilik tertutup diantaranya akumulator, nilik confining maupun core holder.
102
4.2.9
Melakukan Pengujian. a. Pengujian permeabilitas air. 1. Menentukan beberapa kecepatan aliran berbeda berdasarkan data permeabilitas di udaraterhadap sampel core yang akan diujikan. Memperhatikan unruk mengalirkan dengan rate antara 5-10 cc per menit jika perbedaan tekanan yang dihasilkan tidak melebihi batas maksimal kemampuan diferensial pressure transducer yang digunakan. 2. Memasukkan parameter data batuan dan data fluida yang digunakan pada aplikasi core flooding di dalam menu parameter. 3. Menjalankan hingga tiga flow rate berbeda kemudian catat masing-masing beda tekanan dari flowrate yang di berikan. 4. Memastikan untuk mengalirkan fluida dalam jumlah yang cukup dalam core sampel 9biasanya 10-20 PV). b. Pengujian permeabilitas minyak. 1. Menentukan beberapa kecepatan aliran berbeda berdasarkan data permeabilitas air yang didapatkan dari pengujian sebelumnya. Nilai permeabilitas minyak akhir yang diukur pada saat saturasi residual akan membatu menentukan kevepatan alir untuk waterflood. Memperhatikan untuk mengalirkan dengan rate 5-10 cc per menit jika perbedaan
103
tekanan yang dihasilkan tidak melebihi batas maksimal kemampuan diferensial tekanan transducer yang digunakan. 2. Memastikan parameter fluida minyak terutama viskositas minyak yang digunakan telah dimasukkan dengan benar ke dalam aplikasi core flooding. 3. Menjalankan hingga tiga flow rate berbeda kemudian mencatat masing-masing beda tekanan dari setiap flow rate yang diberikan. 4. Memastikan untuk mengalirkan fluida minyak dengan cukup dalam core sampel untuk memastikan core benar-benar berada dalam kondisi tersaturasi penuh pada saat pengukuran permeabilitas minyak. 4.2.10 Untuk mengganti fluida injeksi, harus menutup semua valve yang
ada kemudian tekan “press to stop” pada aplikasi quizix pump untuk mematikan pompa. 4.2.11 Membuka valve yang menghubungkan pompa dengan tabung fluida
yang diinjeksikan kemudian melanjutkannya dengan menekan “press to start” pada aplikasi quizix pump untuk kembali menghidupkan pompa, menunggu hingga beberapa waktu hingga tekanan di dalam tabung sama besar dengan tekanan dalam core holder. 4.2.12 Setelah tekanan tercapai, kemudian membuka valve yang
menghubungkan tabung cairan dan core holder kemudian membuka valve yang terhubung ke BPR dan pressure transducer outlet.
104
4.2.13 Menunggu hingga cairan keluar kemudian mengukur volume fluida
yang keluar beserta tekanan inlet dan outlet berikut beda tekanan untuk setiap lima menit atau setiapwaktu yang diinginkan. 4.2.14 Melanjutkan injeksi hingga sampai volume injeksi yang
dikehendaki. 4.2.15 Apabila telah tercapai total target injeksi dan pengujian telah
berakhir, menurunkan suhu oven, serta menurunkan seluruh tekanan yang masih tersisa diantara tekanan backpressure dan tekanan confining atau overburden. 4.2.16 Menunggu hingga suhu kembali normal lalu lepaskan semua saluran
yang terhubung dengan core holder kemuadian keluarkan core holder. 4.2.17 Membuka tutup core holder pada kedua ujungnya dengan cara
memutar ke kiri. 4.2.18 Melepaskan plug besi pada masing-masing ujungnya kemudian
mendorong core sampel dengan batang pendorong untuk mengeluarkan core. 4.2.19 Membersihkan core serta semua line dan silinder akumulator yang
dilalui oleh fluidan injeksi kemudian mengeringkannya. 4.2.20 Mengumpulkan dan menyatukan semua data yang dihasilkan. 4.2.21 Mencatat penggunaan peralatan pada buku rekaman dan merapikan
seluruh peralatan yang selesai digunakan.
BAB V PELAKSANAAN, PERHITUNGAN DAN ANALISA
Percobaan injeksi CO2 pada core sumur x lapangan y yang di lakukan di laboratorium kelompok Enhanced Oil Recovery (EOR) PPTMGB Lemigas Jakarta. Percobaan ini dilakukan di mulai dari injeksi CO2 pada media slimtube yaitu tabung yang berbentuk spiral yang berfungsi untuk menentukan tekanan tercampur minimum. Kemudian setelah di ketahui tekanan tercampur minimum maka injeksi CO 2 pada core sample dapat dilakukan.
5.1. Data 5.1.1 Data Core
Berikut ini merupakan data sampel dari Core sample sumur X lapangan Y. Tabel 5.1 Data Core
Length (cm)
Diameter (cm)
21.373
3.797
(g/cc)
Berat Dry Core (g)
Berat Wet Core (g)
0.9
516.24
564.38
brine
105
106
5.1.2 Bagan Alir Bagan Alir Percobaan Injeksi CO2
107
5.2. Perhitungan Dan Analisa 5.2.1
Perhitungan Dan A nalisa Core
Berikut ini merupakan data sampel dari Core a. Length (Panjang)
: 21.373 cm
b. Diameter
: 3.797 cm
c.
: 0.97348 g/cc
brine
d. Section Area
:
22
=
7
Diameter 2 ) 2
x(
22 7
3.797 2 ) 2
x(
= 11.33 cm2
e. Bulk Volume
: Length x Section Area = 242.08 cc
f.
Pore Vol. water Berat Dry Core
: 516.24 g
Berat Wet Core
: 564.38 g
Berat Brine
: Wet core – Dry core = 564.38 – 516.24 = 48.14 g
Volume Brine
: Berat Brine /
brine
= 48.14 / 0.97348 = 49.45 cc Pore Vol.
Water
= Volume Brine = 49.45 cc
108
g. Porosity
:
=
4.45 4.08
x 100%
x 100%
= 19. 39 % Tabel 5.1 Data Core
Length (cm)
Diameter (cm)
(g/cc)
Section Area (Cm2)
21.373
3.797
0.9
11.33
5.2.2
brine
Bulk Volume cc
Berat Dry Core (g)
Berat Wet Core (g)
Berat Brine (g)
Volume Brine (cc)
Pore Vol.water (cc)
Porosity (%)
242.08
516.24
564.38
48.14
49.45
49.45
19.39
Data Penjenuhan Oil
Penjenuhan oil atau di sebut juga oil flooding yaitu injeksi core dengan minyak, agar oil terjenuhkan untuk nanti di injeksikan CO 2. Tabel 5.2 Penjenuhan Oil TIME
DP
10 20 30 40 50
0.80 0.30 0.80 2.90 10.40 21.50
1.8 1.4 1.5 1.6
9.80 3.90 5.50 7.30 4.30 5.80 24.80 8.80
2.5 2 2.0 1.6 2.1 2 3 0.6
1.00
10 20 30 40 50 2.00
10 20 27 30 40 50 3.00 10
WATER
OIL
2.5 1.1 0.3
0.1
GAS
PIN
POUT
COM VOL
-
2983 2998 2984 2988 3006 3014
2980 2996 2983 2983 2996 2989
1.96 4.03 5.983 8.059 10.043 12.036
-
2989 2993 2992 3001 2992 2994 3032 3012
2980 2986 2986 2993 2986 2986 3005 3001
13.98 15.966 17.974 19.968 21.972 23.965 27.989 30.293
3001 2988 3003 2994
2996 2981 2997 2985
33.92 36.952 43.934 53.186
2.2 -
3.50 10.50 12.50 6.40
0.6
7
0.4
5.2
109
Tabel 5.3 Penjenuhan Oil (Lanjutan)
DP
20
30
9.70 9.40 9.50 12.20 8.20 11.50 14.50 13.40
40
14.40
3012
2996
166.934
50
13.20 13.40 17.00 12.40 13.40 12.80 12.90 12.60 15.10 13.20 13.20 11.00 11.50
3006 3009 2994 2990 2992 2996 2994 2981 2989 2990 2987 3001 2995 2985 -
2992 2993 2983 2975 2975 2980 2977 2967 2970 2975 2971 2985 2983 2970 -
181.856 196.136 207.295 223.312 238.295 251.813 261.731 271.482 296.904 311.817 326.819 341.248 358.177 371.793 -
30 40 50 4.00 10 20
5.00 10 20 30 40 50 6.00 10 20 30 40 50
12.50
7.00
TOTAL
WATER
OIL
GAS - 2991
0.3
1.725
-
0.25 23.65
20.12
-
PIN
COM
TIME
POUT
2980 2992 2981 2992 2979 2997 2980 2998 2990 2998 2985 2996 2982 2998 2984
VOL
63.026 73.101 82.041 93.001 104.911 116.891 131.979 146.939
Diperoleh,
Total Water
: 23.65 cc
Total Oil
: 20.12 cc (Minyak yang bocor pada saat penjenuhan)
DV
: 13 (Dead Volume atau minyak yang terjebak di percobaan sebelumnya)
110
Maka, Soi
:
−
100 %
.65−
=
4.45
x 100%
= 21.54 % Swc
: 100 – Soi = 100 – 21.54 = 78.46 % Tabel 5.4 Initial Condition
Nb
% PV Water
% PV Oil
78.46 %
21.54
: Dead volume yaitu minyak yang terjebak di dalam line atau tubing penghubung dalam percobaan yang dilakukan sebelumnya. Maka di peroleh hasil 13 cc yaitu diketahui ketika minyak yang terjebak tersebut di keluarkan dari line/tubing penghubung kemudian di ukur dengan gelas ukur.
5.2.3
Data Injeksi Slimtube (Minimum Miscible Pressure)
MMP
(minimum
miscibility
pressure)
merupakan
tekanan
minimum tercampurnya gas CO 2 dengan minyak. MMP didapatkan dari percobaan laboratorium maupun pendekatan dari rumus-rumus tertentu. Dalam percobaan core flooding, MMP perlu diketahui sebagai acuan untuk melakukan metode injeksi secara tercampur atau tidak.
111
Di bawah ini adalah tabel MMP pada lapangan “X” yang didapatkan dari hasil percobaan laboratorium. Tabel 5.5 Data Pressure Vs Recovery Factor !"#$$%"# '!$() !"!# !'() !*!# +!(#
*#+,-#". /0+1," '2) ""%&# "*%!# &*%## *)%&# *'%)#
+()# +"!#
*&%!#
Gambar 5.1 Grafik MMP Pressure Vs Recovery Factor
112
Dari gambar di atas, MMP berada pada titik temu persilangan dua garis yakni 2960 psia. Dapat diihat juga, pada titik tekanan di bawah 2960 psia, merupakan titik immiscible (tak tercampur). Sedangkan titik tekanan di atas 2960 psia, merupakan titik miscible (tercampur). 5.3 Injeksi CO2 pada Core 5.3.1 Hasil Injeksi CO2 pada Core
Setelah diketahui jumlah OOIP sebesar 10.65 cc, maka CO2 flooding dapat dilakukan dengan OOIP sebagai target pengurasannya. Percobaan ini dilakukan secara miscible flooding , yakni tekanan injeksi sesuai atau melebihi tekanan minimum tercampurnya (MMP). Namun pada percobaan penelitian ini menggunakan tekanan injeksi sesuai dengan MMP, yaitu 2960 psia. Di bawah ini adalah tabel hasil percobaan CO2 flooding.
113
Tabel 5.5 CO2 Flooding Cum. Rate Time (cc/min) (min)
, -.
, 456
/01-23
/01-23
!*)"
78!
8-?
,>
,@4=5<6-4.
9.:;<6;= / <<3 -.:;<6;= #
#
A;<4B;@C D2<64@
/<<3 #
#
0.0 !*'*
#
E#
0.1
!*&!
!*&#
E%+"E
#%#!*
#
#
!#
0.1
!*&*
!*&'
!%'!!
#%#)&
#
#
+#
0.1
!*&)
!*&#
(%#&+
#%#&'
#
#
(#
0.1
!*&+
!*&#
)%(()
#%EE"
#
#
)#
0.1
!**+
!**E
"%&#"
#%E()
#
#
3 4"
0.1
!**&
!**"
&%E"'
#%E'(
#
#
'#
0.1
+##&
!**&
*%)!&
#%!#+
#
#
&#
0.1
+#E)
!**)
E#%&&*
#%!+!
#
#
*#
0.1
+#!#
+#E"
E!%!)#
#%!"E
#
#
E##
0.1
+#!'
+#!!
E+%"EE
#%!*#
#
#
EE#
0.1
+#+!
+#!+
E(%*'!
#%+E*
#
#
5 6"
0.1
+#+'
+##*
E"%++(
#%+(&
#
#
E+#
0.2
+#(+
+#!+
E*%#)"
#%(#"
#
#
E(#
0.2
+#('
+#EE
!E%''&
#%("(
#
#
E)#
0.2
+#)"
!**"
!(%)##
#%)!!
!%'##
#%!)(
E"#
0.2
+#"(
+#+'
!'%!!+
#%)&#
)%E##
#%('*
E'#
0.2
!*"*
!*"'
!*%*()
#%"+&
"%')#
#%"+(
7 6"
0.2
!*'!
!*'#
+!%""'
#%"*"
"%*##
#%"(&
114
Tabel 5.6 CO2 Flooding
(lanjutan) Cum.
, -.
Time (cc/min) Rate (min)
/01-23
, 456 /01-23
78!
,>
8-?
A;<4B;@C
9.:;<6;= /<<3 -.:;<6;= ,@4=5<6-4. /<<3
D2<64@
E*#
0.2
*'& !
!*')
+)%+&*
#%')(
'%!##
#%"'"
!##
0.2
*'* !
!*'(
+&%EE!
#%&E!
'%()#
#%'##
!E#
0.2
*&# !
!*'E
(#%&+(
#%&'#
'%)'#
#%'EE
!!#
0.2
*&) !
!*'+
(+%))"
#%*!&
'%"'#
#%'!#
!+#
0.2
**! !
!*&#
("%!'&
#%*&"
'%&!#
#%'+(
8 6"
0.5
### +
!**!
)+%#&(
E%E+E
'%*)&
#%'('
!)#
0.5
#E) +
+##(
)*%&*#
E%!'"
&%#"#
#%')'
!"#
0.5
#++ +
+#!#
""%"*)
E%(!E
&%E"E
#%'""
!'#
0.5
#(* +
+#+E
'+%)#E
E%)""
&%!"+
#%''"
!&#
0.5
#") +
+#(+
&#%+#'
E%'EE
&%+"(
#%'&)
!*#
0.5
*"E !
!*"*
&'%EE!
E%&)"
&%(""
#%'*)
9 6"
+E#
0.5 0.5
*"* ! *') !
!*"& !*'(
*+%*E& E##%'!+
!%##E !%E("
&%)"' &%""*
#%&#( #%&E(
+!#
0.5
*"& !
!*"'
E#'%)!*
!%!*E
&%''#
#%&!+
++#
0.5
*&E !
!*'*
EE(%++)
!%(+"
&%&'E
#%&++
+(#
0.5
*&* !
!*&"
E!E%E(#
!%)&E
&%*'+
#%&(+
+)#
0.5
*') !
!*'!
E!'%*("
!%'!"
*%#'&
#%&)!
: 6"
1.0
*&# !
!*'"
E(E%))'
+%#E"
*%E'(
#%&"E
+'#
1.0
*&' !
!*')
E))%E"*
+%+#"
*%!')
#%&'E
+&#
1.0
*") !
!*"+
E"&%'&#
+%)*"
*%)(+
#%&*"
+*#
1.0
*'( !
!*'!
E&!%+*E
+%&&"
*%'+!
#%*E(
(##
1.0
*'& !
!*'"
E*"%##!
(%E'"
*%&'(
#%*!'
(E#
1.0
*&' !
!*&)
!#*%"E(
(%(""
*%*+"
#%*++
; 6"
1.0
### +
!**"
!!+%!!)
(%')"
E#%E)+
#%*)+
(+# ((#
0.5 0.5
*&# ! *'* !
!*'' !*''
!+#%#+E !+"%&+"
(%*#E )%#("
E#%!"" E#%!&(
#%*"( #%*""
()#
0.5
*&! !
!*&#
!(+%"(!
)%E*#
E#%+(!
#%*'E
("#
0.5
*&( !
!*&!
!)#%((&
)%++)
E#%("(
#%*&+
('#
0.5
*&+ !
!*&#
!)'%!)+
)%(&#
E#%("'
#%*&+
< 6"
0.5
!*&*
!*&&
)'%!)+ !
)%(&#
E#%('#
#%*&+
115
Dapat dilihat pada tabel di atas, percobaan ini dilakukan selama 8 jam atau 480 menit. Di bawah ini merupakan perhitungan PV injected dan recovery factor. 1. PV Injected CO2 Injected
: 257.253 cc
Pore Volume (PV)
: 46.94 cc
PV injected
: :
CO2 Injected Pore Volume 257.253 46.94
: 5.480 2. Recovery Factor OOIP
: 10.65 cc
Np
: 10.470 cc
RF
:(
) x 100%
0.40
:(
0.65
) x 100%
: 98.3%
116
5.2.2 Perbandingan
a. Perbandingan antara CO 2 Injected dengan Oil Production Tabel 5.7 CO2 Injected dengan Oil Production Cum. Time (min)
78! 9.:;<6;= /<<3
8-? ,@4=5<6-4.
# E# !# +# (# )# 3 4" '# &#
# E%+"E !%'!! (%#&+ )%(() "%&#" &%E"' *%)!& E#%&&*
# # # # # # # # #
*# E## EE# 5 6" E+# E(# E)# E"# E'# 7 6" E*# !##
E!%!)# E+%"EE E(%*'! E"%++( E*%#)" !E%''& !(%)## !'%!!+ !*%*() +!%""' +)%+&* +&%EE!
# # # # # # !%' )%E "%') "%* '%! '%()
!E# !!# !+# 8 6" !)# !"# !'# !&# !*# 9 6" +E# +!#
(#%&+( (+%))" ("%!'& )+%#&( )*%&*# ""%"*) '+%)#E &#%+#' &'%EE! *+%*E& E##%'!+ E#'%)!*
'%)' '%"' '%&! '%*)& &%#" &%E" &%!" &%+" &%(" &%)" &%"" &%''
117
Tabel 5.7 CO2 Injected dengan Oil Production
(lanjutan)
++# +(# +)# : 6" +'# +&# +*# (## (E# ; 6" (+#
78! 9.:;<6;= /<<3 EE(%++) E!E%E(# E!'%*(" E(E%))' E))%E"* E"&%'&# E&!%+*E E*"%##! !#*%"E( !!+%!!) !+#%#+E
((# ()# ("# ('# < 6"
!+"%&+" !(+%"(! !)#%((& !)'%!)+ !)'%!)+
Cum. Time (min)
,> -.:;<6;= &%&' &%*' *%#' *%E' *%!' *%)( *%'+ *%&' *%*+ E#%E) E#%!" E#%!& E#%+( E#%("( E#%("' E#%('
Di bawah ini merupakan bukti grafik hasil percobaan CO2 flooding.
Gambar 5.2 CO2 Injected VS Oil Production
118
Dapat dilihat pada gambar di atas CO 2 yang diinjeksikan sebesar 257.253 cc dapat mendorong minyak hingga terproduksi sebesar 10.467 cc. Data tersebut diperoleh dari hasil pengujian injeksi CO 2 dengan perbandingan antara jumlah produksi minyak dengan jumlah CO2 yang diinjeksikan. b. Perbandingan antara PV Injected dengan Recovery Factor Tabel 5.8 PV Injected dengan Recovery Factor Cum. Time (min)
,> -.:;<6;=
A;<4B;@C D2<64@
#
#
#
E#
#%#!*
#
!# +#
#%#)& #%#&'
# #
(#
#%EE"
#
)#
#%E()
#
3 4"
#%E'(
#
'#
#%!#+
#
&#
#%!+!
#
*#
#%!"E
#
E##
#%!*#
#
EE#
#%+E*
#
5 6"
#%+(&
#
E+#
#%(#"
#
E(# E)#
#%("( #%)!!
# #%!)(
E"#
#%)&#
#%('*
E'#
#%"+&
#%"+(
7 6"
#%"*"
#%"(&
E*#
#%')(
#%"'"
!##
#%&E!
#%'##
!E#
#%&'#
#%'EE
!!#
#%*!&
#%'!#
!+#
#%*&"
#%'+(
8 6"
E%E+E
#%'((
!)#
E%!'"
#%')+
119
Tabel 5.8 PV Injected dengan Recovery Factor
(Lanjutan)
Cum. Time (min) !"#
,> -.:;<6;=
A;<4B;@C D2<64@
E%(!E
#%'"!
!'#
E%)""
#%'''
!&#
E%'EE
#%'&"
!*#
E%&)"
#%*E'
9 6"
!%##E
#%*(&
+E#
!%E("
#%*'&
+!#
!%!*E
#%**'
++#
!%(+"
E%#E"
+(#
!%)&E
E%#+&
+)#
!%'!"
E%#"#
: 6" +'#
+%#E" +%+#"
E%#&( E%E#'
+&#
+%)*"
E%E+E
+*#
+%&&"
E%E(*
(##
(%E'"
E%E"+
(E#
(%(""
E%E''
; 6"
(%')"
E%E&"
(+#
(%*#E
E%E*+
((#
)%#("
E%!#E
()#
)%E*#
E%!#&
("#
)%++)
E%!E(
('#
)%(&#
E%!!#
< 6"
)%(&#
E%!!(
120
Pada gambar di bawah ini merupakan hasil dari CO2 Flooding menurut recovery factor-nya.
Gambar 5.3 PV Injected VS RF
Dapat dilihat pada gambar di atas CO2 yang diinjeksikan sebesar 5.480 PV dapat menghasilkan Recovery Factor sebesar 98.3%.
BAB VI PEMBAHASAN
Pada penelitian ini, penulis melakukan studi injeksi CO2 pada lapangan “X” di PPTMGB Lemigas, laboratorium Core Flooding. Adapun metode injeksi yang digunakan adalah CGI ( continuous gas injection) secara tercampur (miscible).
6. 1 Data Core
Sebelum dilakukan percobaan Injeksi CO 2 telah diukur panjang total core sebesar 21.373 cm, diameter core sebesar 3.797 cm, massa jenis brine sebesar 0.97348 gram/cc. Sedangkan luas alas dari core sebesar 11.33 cm 2, maka di peroleh bulk volume sebesar 242.08 cc. Volume pori air di peroleh dari berat basah core di kurangi berat kering core untuk mendapatkan nilai berat brine (berat air), maka 564.38 di kurangi 516.24 yaitu 48.14 g, Jika rumus volume pori sama dengan rumus volume brine (water) maka volume brine sama dengan berat brine (water) di bagi massa jenis brine, 48.18 g di bagi 0.97348 g/cc maka di peroleh hasil sebesar 49.45 cc. Dari data yang sudah di ketahui diatas maka dapat di peroleh nilai porositasnya, yaitu volume pori di bagi
bulk volume di kali 100% yaitu sebesar 19.39%.
121
122
!"#$% '() *"+" ,-.$
"#$%&'
,-.*#&#/
()*+
()*+
6C?DED
D?EFE
0/-$#
2#)&-3$
789:
4/#.
;398*#
(%1))+
G?F
7#/.&
7#/.&
,/<
=#&
7#/.&
;398*#
>3/#
>3/3A-&<
53/#
53/#
7/-$#
7/-$#
;39?@.&#/
(B+
6
(5* +
))
(%+
(%+
(%+
())+
())+
CC?DD
6H6?GI
JCK?6H
JKH?DI
HI?CH
HF?HJ
HF?HJ
CF?DF
6. 2 Data Penjenuhan Oil
Core Flooding kali ini menggunakan CO2 sebagai tenaga pendorong (drive mechanism). Adapun metode yang dipakai adalah CGI ( Continous Gas
Injection) atau injeksi gas secara terus-menerus. Percobaan dilakukan pertama kali dengan menginjeksikan air ke dalam core. Setelah itu, minyak diinjeksikan untuk mengatur OOIP di dalam core sebelum dilakukannya EOR. Di bawah ini merupakan kondisi awal sebelum CO2 Flooding. Tabel 6.2 Initial Condition / 01 2"+$.
/ 01 34%
EI?HK B
6C?JH
Cadangan minyak mula-mula (OOIP) sebesar 21.54%. OOIP inilah target dari CO2 Flooding. Percobaan ini dilakukan secara Miscible Flooding yakni tekanan injeksi lebih besar dari tekanan minimum tercampurnya. Di bawah ini adalah tabel hasil dari Core Flooding, sedangkan tekanan tercampur minimum adalah sebesar 2960 Psia.
123
Gambar 6.1 Grafik MMP Pressure Vs Recovery Factor
124
Cum. Rate Time (cc/min) (min)
> -$
> 38&
(LA-.+
(LA-.+
5M6
>;
N$O#)&#P ())+ -$O#)&#P
M-9 >/3P8)&-3$ ())+
Q#)3R#/< S.)&3/
CFG
0.2
F6EI
6FEJ
DJ?DIF
G?EJH
E?6GG
G?KEK
6GG
0.2
F6EF
6FEH
DI?CC6
G?IC6
E?HJG
G?EGG
6CG
0.2
F6IG
6FEC
HG?IDH
G?IEG
E?JEG
G?ECC
66G
0.2
F6IJ
6FED
HD?JJK
G?F6I
E?KEG
G?E6G
6DG
0.2
F6F6
6FIG
HK?6EI
G?FIK
E?I6G
G?EDH
5 6.
0.5
GDGG
6FF6
JD?GIH
C?CDC
E?FJI
G?EHE
6JG
0.5
GDCJ
DGGH
JF?IFG
C?6EK
I?GKG
G?EJE
6KG
0.5
GDDD
DG6G
KK?KFJ
C?H6C
I?CKC
G?EKK
6EG
0.5
GDHF
DGDC
ED?JGC
C?JKK
I?6KD
G?EEK
6IG
0.5
GDKJ
DGHD
IG?DGE
C?ECC
I?DKH
G?EIJ
6FG
0.5
F6KC
6FKF
IE?CC6
C?IJK
I?HKK
G?EFJ
7 6.
0.5
F6KF
6FKI
FD?FCI
6?GGC
I?JKE
G?IGH
DCG
0.5
F6EJ
6FEH
CGG?E6D
6?CHK
I?KKF
G?ICH
D6G
0.5
F6KI
6FKE
CGE?J6F
6?6FC
I?EEG
G?I6D
DDG
0.5
F6IC
6FEF
CCH?DDJ
6?HDK
I?IEC
G?IDD
DHG
0.5
F6IF
6FIK
C6C?CHG
6?JIC
I?FED
G?IHD
DJG
0.5
F6EJ
6FE6
C6E?FHK
6?E6K
F?GEI
G?IJ6
' 6.
1.0
F6IG
6FEK
CHC?JJE
D?GCK
F?CEH
G?IKC
DEG
1.0
F6IE
6FEJ
CJJ?CKF
D?DGK
F?6EJ
G?IEC
DIG
1.0
F6KJ
6FKD
CKI?EIG
D?JFK
F?JHD
G?IFK
DFG
1.0
F6EH
6FE6
CI6?DFC
D?IIK
F?ED6
G?FCH
HGG
1.0
F6EI
6FEK
CFK?GG6
H?CEK
F?IEH
G?F6E
HCG
1.0
F6IE
6FIJ
6GF?KCH
H?HKK
F?FDK
G?FDD
8 6.
1.0
GDGG
6FFK
66D?66J
H?EJK
CG?CJD
G?FJD
HDG
0.5
F6IG
6FEE
6DG?GDC
H?FGC
CG?6KK
G?FKH
HHG
0.5
F6EF
6FEE
6DK?IDK
J?GHK
CG?6IH
G?FKK
HJG
0.5
F6I6
6FIG
6HD?KH6
J?CFG
CG?DH6
G?FEC
HKG
0.5
F6IH
6FI6
6JG?HHI
J?DDJ
CG?HKH
G?FID
HEG
0.5 0.5
F6ID F6IF
6FIG 6FII
6JE?6JD J6E?6JD
J?HIG J?HIG
CG?HKE CG?HEG
G?FID G?FID
9 6.
Gambar 6.2 Keterangan Data
125
PV Injected adalah besaran suatu fluida (dalam hal ini gas CO2) yang diinjeksikan dengan ukuran media Pore Volume (dalam hal ini Core).
PV Injected
= CO2 Injected/Pore Volume = 257.253/49.45 = 5.480 PV
Artinya adalah CO2 yang diinjeksikan ke dalam core adalah 5.480 kali lebih banyak dari Pore Volume. Dalam maksud lain, proses penyapuan minyak ini membutuhkan gas CO2 yang banyak, terlebih lagi dalam implementasi di lapangan harus menyediakan cadangan gas CO2 yang sangat banyak untuk mendorong minyak secara efektif dengan metode CGI. RF
(Recovery Factor) adalah
factor besaran
penyapuan
minyak
berdasarkan cadangan mula-mula. RF
= Oil Production/OOIP = 10.470/10.65 x 100% = 98.3 %
RF yang didapat adalah 98.3% artinya proses penyapuan sangat efektif dan layak untuk diaplikasikan di lapangan. Namun kembali lagi tantangannya adalah persediaan gas CO2 yang sangat banyak untuk dapat mendorong minyak secara efektif. Berikut ini penjelasan melalui grafik hasil percobaan.
126
Gambar 6.3 CO2 Injected VS Oil Production
Dapat dilihat pada gambar di atas CO2 yang diinjeksikan sebesar 257.253 cc dapat mendorong minyak hingga terproduksi sebesar 10.470 cc. Hal ini menunjukkan adanya Swelling yang terbukti dari minyak yang terproduksi melebihi dari OOIP yaitu sebesar 10.65 cc. Pada gambar di bawah ini merupakan hasil dari CO2 Flooding menurut Recovery Factor-nya.
127
Gambar 6.4 PV Injected VS RF
Dapat dilihat pada gambar di atas CO2 yang diinjeksikan sebesar 5.480 PV dapat menghasilkan Recovery Factor sebesar 98.3%. Satu bukti lagi adanya Swelling yang ditunjukkan pada gambar di atas yakni RF>1.
BAB VII KESIMPULAN
Berdasarkan hasil penelitian dan pengujian di laboratorium serta perhitungan yang dilakukan, maka dapat disimpulkan hal-hal sebagai berikut ini : 1. Metode
EOR
yang
dilakukan
dengan
menggunakan
kriteria
yang
dikembangkan J.J Taber & Martin, dimana meliputi : saturasi minyak, jenis formasi, ketebalan, permeabilitas, kedalaman, temperature, gravity minyak, viskositas dan komposisi minyak, serta ketersediaan gas CO 2 di sekitar sumur X lapangan Y layak untuk dilakukan studi injeksi CO2 tercampur. 2. Injeksi core selama 14 jam, minyak yang terperangkap di dalam core adalah OOIP, dengan tujuan agar mendapatkan nilai dari OOIP/Soi dan Swc yang masing-masing sebesar 21.54 % dan 78.46 %. 3. Percobaan dilakukan secara miscible flooding, yakni tekanan injeksi sesuai atau melebihi tekanan minimum tercampurnya (MMP), diperoleh nilai pore
volume injected yaitu perbandingan antara oil production dengan CO2 injected yaitu sebesar 5.480, sedangkan recovery factor yaitu perbandingan antara Soi/OOIP dengan nilai oil terproduksikan yaitu 98.3%.
128
DAFTAR PUSTAKA
1. Bondor, P. 1992 :“Applications of CarbonDioxide in Enhanced Oil Recovery (Vol. 33).” 2. Bui, H. L. 2006 : “Near-Miscible CO2 Application to Improve Oil Recovery.” 3. Calisgan, H., & Akin, S. 2008 : “Near Critical Gas Condensate Relative Permeability of Carbonates. The Open Petroleum Engineering Journal, 3041. 4. Campbell, B. T., & Orr, F. M.: 1994 “Flow Visualization for CO2/Crude Oil Displacements. SPE Journal of Petroleum Technology , 25 (5), 665-678. 1985 5. Chang, R.. : “Chemistry 5th Ed. Mc Graw,” 6. !""#$%%&&&'()(*+,-('+*.%//001233%4+56(7*-78(79:7;+<=-9>(=9?@09A=9:7;+<=-9B-59 .7".<9D+7*(#(" <(794+5EF+!(79 D-7G(<9G(789D (<=-,.,9H".*-9 H-,.F(=-9
7. http://www.ardiansyahnegara.com/blog/injeksi-karbondioksida-co2-ke-dalamlapisan-bumi1 8. http://gede-siddiarta.blogspot.co.id/2011/11/injeksi-co2.html 9. http://injeksi-co2.blogspot.co.id 10. https://www.scribd.com/doc/293498331/Eor-Injeksi-CO2-Di-Sumatera 11. “……….”: Data Laboratorium PPPTMGB Lemigas
