Gambar 2.19.Kurva Kompressibilitas Effektif Batuan 2)

2.2. Karakteristik Fluida Reservoir

Fluida reservoir yang terdapat dalam ruang pori-pori batuan reservoir pada

tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat

kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida

hidrokarbon perlu dipelajari untuk memperkirakan cadangan akumulasi

hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar

sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain.

2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir

Fluida reservoir terdiri dari hidrokarbon dan air formasi. Hidrokarbon

terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air

formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.

Sedangkan hidrokarbon sendiri, selain mengandung hidrogen (H) dan karbon (C)

juga mengandung unsur-unsur senyawa lain, terutama belerang, nitrogen dan

oksigen. Dalam sub bab ini akan dibicarakan mengenai komposisi kimia dari

ketiga kategori tersebut diatas.

2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon

Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah, dapat

berupa gas, cair atau padatan tergantung dari komposisinya yang khusus serta

tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya. Endapan hidrokarbon yang

berbentuk cair dikenal sebagai minyak bumi, sedangkan yang berbentuk gas

dikenal sebagai gas bumi.

Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen.

Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi, yang berdasarkan jenis

rantai ikatannya dibagi menjadi dua golongan, yaitu :

1. Golongan Asiklik

Hidrokarbon jenis ini mempunyai rantai ikatan antar atom yang terbuka,

terdiri dari hidrokarbon jenuh dan hidrokarbon tak jenuh

2. Golongan Siklik

Sedangkan hidrokarbon golongan siklik mempunyai rantai tertutup (susunan

cincin). Golongan ini terdiri dari naftena dan aromatik.

Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri

homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui

dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui.

Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah

atom karbon pada struktur kimianya.

2.2.1.1.1. Golongan Asiklik

Golongan asiklis atau alifat disebut juga alkan atau parafin. Golongan

asilklis dapat dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan hidrokarbon jenuh dan

tak jenuh.

2.2.1.1.1.1. Golongan Hidrokarbon Jenuh

Seri homolog dari hidrokarbon ini mempunyai rumus umum CnH2n+2 dan

mempunyai ciri dimana atom-atom karbon diatur menurut rantai terbuka dan

masing-masing atom dihubungkan oleh ikatan tunggal, dimana tiap-tiap valensi

dari satu atom C berhubungan dengan atom C disebelahnya. Seri homolog

hidrokarbon ini biasanya dikenal dengan nama alkana (Inggris : alkene) dimana

penamaan anggota seri homolog ini disesuaikan dengan jumlah atom karbon

dalam sebutan Yunani dan diakhiri dengan akhiran “ana” (Inggris : “ane”).

Contoh dari senyawa hidrokarbon golongan alkana adalah :

N a m a Rumus Molekul Rumus Bangun

Etana C2H6

H H

H – C – C – H

H H

Propana C3H8

H H H

H – C – C – C – H

H H H

Butana C4H10

H H H H

H – C – C – C – C – H

H H H H

dan seterusnya.

Dalam senyawa hidrokarbon sering dijumpai molekul yang berlainan

susunannya, tetapi rumus kimianya sama, atau dengan kata lain senyawa

hidrokarbon dapat mempunyai rumus molekul sama tetapi rumus bangun berbeda.

Keadaan semacam ini disebut sebagai isomeri, sedangkan masing-masing

senyawa hidrokarbon yang mempunyai sifat tersebut dikenal dengan isomer.

Seri n-alkana yang diberikan pada Tabel III-9 memperlihatkan gradasi

sifat-sifat fisik yang tidak begitu tajam.

Pada tekanan dan temperatur normal (60 oF, 14,7 psia) empat alkana yang

pertama (C1 sampai C4) berbentuk gas. Sebagai hasil meningkatnya titik didih

(boiling point) karena penambahan jumlah atom karbon maka mulai pentana

(C5H12) sampai hepta dekana (C17H36) merupakan cairan. Sedangkan alkana yang

mengandung 18 atom karbon atau lebih merupakan padatan (solid). Alkana

dengan rantai bercabang memperlihatkan gradasi sifat-sifat fisik yang berlainan

dengan n-alkana, dimana untuk rantai bercabang memperlihatkan sifat-sifat fisik

yang kurang beraturan. Perubahan dalam struktur menyebabkan perubahan

didalam gaya antar molekul (inter molekuler force) yang menghasilkan perbedaan

pada titik lebur dan titik didih diantara isomer-isomer alkana.

Tabel II-9Sifat – sifat Fisik n-Alkana 10)

n NameBoiling Point

oFMelting Point

oFSpecific Gravity

60o/60 oF1 Methane -258.7 -296.6 --2 Ethane -127.5 -297.9 --3 Propane -43.7 -305.8 0.5084 Butane 31.1 -217.0 0.5845 Pentane 96.9 -201.5 0.6316 Hexane 155.7 -139.6 0.6647 Heptane 209.2 -131.1 0.6888 Octane 258.2 -70.2 0.7079 Nonane 303.4 -64.3 0.722

10 Decane 345.5 -21.4 0.73411 Undecane 384.6 -15 0.74012 Dodecane 421.3 14 0.74915 Pentadecane 519.1 50 0.76920 Eicosane 648.9 99 --30 Triacontane 835.5 151 --

2.2.1.1.1.2. Golongan Hidrokarbon Tak Jenuh

Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua ataupun rangkap

tiga (triple), yang digunakan untuk mengikat dua atom C yang berdekatan. Oleh

karena itu, valensi yang semula tersedia untuk mengikat atom hidrokarbon telah

digunakan untuk mengikat atom C yang berdekatan, dengan cara ikatan rangkap

dua yang mengikat dua atom C, maka hidrokarbon seperti ini disebut hidrokarbon

tak jenuh atau disebut juga sebagai keluarga alkena (Inggris : alkene) .

Secara garis besar, sifat-sifat fisik alkena sama seperti sifat-sifat fisik

alkana, sebagai bahan perbandingan sifat-sifat fisik alkena, dapat dilihat pada

Tabel II-10. Sebagaimana pada alkana, maka untuk alkena terjadi juga

peningkatan titik didih dengan bertambahnya kandungan atom karbon, dimana

peningkatannya mendekati 20 - 30 oC untuk setiap penambahan atom karbon.

Secara kimiawi, karena alkena merupakan ikatan rangkap, maka alkena lebih

reaktif bila dibandingkan dengan alkana.

Tabel II-10Sifat-sifat Fisik Alkena 10)

Name Rumus BangunBoiling

Point, oFMelting Point, oF

SG, 60o/60 oF

Ethylene CH2 =CH2 -154.6 -272.5 --Propylene CH2=CHCH3 -53.9 -301.4 --1-butene CH2=CH CH2CH3 20.7 -301.6 0.6011-pentene CH2=CH(CH2)2CH3 86 -265.4 0.6461-hexene CH2=CH(CH2)3CH3 146 -216 0.6751-heptene CH2=CH(CH2)4CH3 199 -182 0.6981-octene CH2=CH(CH2)5CH3 252 -155 0.7161-nonene CH2=CH(CH2)6CH3 295 -- 0.7311-decene CH2=CH(CH2)7CH3 340 -- 0.743

Senyawa hidrokarbon tak jenuh yang dijelaskan di atas adalah yang hanya

mempunyai satu ikatan rangkap dua yang lebih dikenal dengan deretan olefin.

Ada juga hidrokarbon tak jenuh yang mempunyai dua ikatan rangkap dua yang

disebut deretan diolefin.

Rumus umum seri diolefin adalah CnH2n-2, sedangkan penamaannya

menggunakan akhiran “adiena”, sebagai contoh adalah sebagai berikut :

CH2 = C = CH - CH3 CH2 = CH - CH = CH2

1,2 - Butadiena 1,3 - Butadiena

Derajat ketidakjenuhan dari seri diolefin lebih tinggi daripada seri olefin.

Secara kimiawi senyawa diolefin reaktif seperti olefin dan secara fisik mempunyai

sifat yang hampir sama dengan alkana.

Senyawa hidrokarbon tak jenuh juga ada yang mempunyai ikatan rangkap

tiga, yang sering disebut sebagai seri asetilen. Rumus umumnya adalah CnH2n-2,

dimana terdapat ikatan rangkap tiga yang mengikat dua atom karbon yang

berdekatan. Pemberian nama sama dengan deret alkena dengan memberikan

akhiran “una”. Sifat deret asetilen hampir sama dengan alkena, sedangkan sifat

kimianya hampir sama dengan alkena dimana keduanya lebih reaktif dari alkana.

2.2.1.1.2. Golongan Siklik

Golongan siklis dibagi menjadi dua golongan, yaitu golongan naftena dan

golongan aromatik.

2.2.1.1.2.1. Golongan Naftena

Golongan naftena sering disebut golongan sikloparafin, atau golongan

sikloalkana, yang mempunyai nrumus umum CnH2n.. Golongan ini dicirikan oleh

adanya atom C yang diatur menurut rantai tertutup (berbentuk cincin) dan masing-

masing atom dihubungkan dengan ikatan tunggal.

Contoh dari senyawa hodrokarbon golongan naftena adalah :

CH2

CH2 CH2

CH2 CH2

CH2

CH2 CH2

CH2 CH2

CH2

Siklo-heksana Siklo-pentana

Sikloparafin mempunyai sifat-sifatnya mirip dengan parafin sebagaimana

terlihat pada Tabel II-11.

Tabel II-11Sifat-sifat Fisik Hidrokarbon Naftena 10)

NameBoiling

Point, oFMelting Point, oF

SG, 60o/60 oF

Cyclopropane -27 -197 --Cyclobutane 55 -112 --Cyclopentane 121 -137 0.750Cyclooctane 300 57 0.830Metylcyclopentane 161 -224 0.754Cis-1, 2-dimethylcyclopentane 210 -80 0.772Trans-1, 2-dimethylcyclopentane 198 -184 0.750Methylcyclohexane 214 -196 0.774Cyclopentene 115 -135 0.7741, 3-cyclopentadiene 108 -121 0.798Cyclohexene 181 -155 0.8101,3-cyclohexadiene 177 -144 0.8401,4-cyclohexadiene 189 -56 0.847

2.2.1.1.2.1. Golongan Aromatik

Pada deret ini hanya terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa

hidrokarbon lainnya yang mengandung benzena. Rumus umum dari golongan ini

adalah CnH2n-6, dimana cincin benzena merupakan bentuk segi enam dengan tiga

ikatan tunggal dan tiga ikatan rangkap dua secara berselang-seling, sebagi berikut

CH

CH CH

CH CH

CH

n - Benzena

Adanya tiga ikatan rangkap pada cincin benzena seolah-olah memberi

petunjuk bahwa golongan ini sangat reaktip. Tetapi pada kenyataannya tidaklah

demikian, golongan ini tidak sestabil golongan parafin. Jadi deretan benzena

tidak menunjukkan sifat reaktip yang tinggi seperti olefin. Secara sederhana dapat

dikatakan bahwa sifat benzena ini pertengahan antara golongan parafin dan olefin.

Ikatan-ikatan dari deret hidrokarbon aromatik terdapat dalam minyak mentah yang

merupakan sumber utamanya.

Pada suatu suhu dan tekanan standar, hidrokarbon aromatik ini dapat

berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzena merupakan zat cair yang tidak

berwarna dan mendidih pada temperatur 176 oF. Nama hidrokarbon aromatik

diberikan karena anggota deret ini banyak yang memberikan bau harum

2.2.1.2. Komposisi Kimia Non-Hidrokarbon

Selain mengandung unsur hidrogen dan karbon (HC), pada minyak bumi juga

terdapat komposisi unsur belerang, nitrogen, oksigen serta unsur lain dengan

prosentase yang sedikit.

2.2.1.2.1. Senyawa Belerang

Kadar belerang dalam minyak bumi bervariasi antara 4 % sampai 6%

beratnya. Kandungan minyak bumi yang terdapat di Indonesia merupakan minyak

bumi yang mempunyai kadar belerang relatif rendah, yaitu rata-rata 1 %.

Distribusi belerang dalam fraksi-fraksi minyak bumi akan bertambah sesuai

dengan bertambahnya berat fraksi.

Kandungan senyawa belerang dalam minyak bumi dapat menyebabkan

pencemaran udara dan korosi. Pencemaran udara tersebut disebabkan oleh bau

yang tidak enak dari jenis-jenis belerang yang mempunyai titik didih yang rendah,

seperti hidrogen sulfit, belerang dioksit dan merkaptan. Disamping menimbulkan

bau, jenis belerang tersebut juga beracun. Sedangkan pembentukan korosi oleh

belerang dapat terjadi pada temperatur diatas 300 oF. Jenis-jenis belerang dengan

titik didih rendah, pada kondisi udara lembab akan merubah besi menjadi besi

sulfit yang rapuh.

2.2.1.2.1. Senyawa Oksigen

Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi antara 1 % sampai 2 %

beratnya. Peningkatan kadar oksigen dalam minyak bumi dapat terjadi karena

kontak minyak bumi dan udara. Hal ini disebabkan adanya proses oksidasi

minyak bumi dengan oksigen dari udara.

Dalam minyak bumi, oksigen terdapat sebagai asam organik yang

terdistribusi dalam semua fraksi, dengan konsentrasi tertinggi pada fraksi gas.

Asam organik tersebut biasanya berupa asam naftenat dan sebagian kecil lainnya

berupa asam alifatik. Asam naftenat mempunyai bau yang tidak enak dan bersifat

korosif.

2.2.1.2.1. Senyawa Nitrogen

Kadar nitrogen dalam minyak bumi pada umumnya rendah dan bervariasi

pada kisaran 0,1 % sampai 2 % beratnya. Senyawa nitrogen terdapat dalam semua

fraksi minyak bumi, dengan konsentrasi yang semakin tinggi pada fraksi-fraksi

yang mempunyai titik didih yang lebih tinggi.

Senyawa nitrogen yang sering terdapat dalam minyak bumi antara lain

adalah piridin, qinoloin, indol dan karbosol.

2.2.1.3. Komposisi Kimia Air Formasi

Air formasi atau disebut “connate water” mempunyai komposisi kimia

yang berbeda-beda antara reservoir yang satu dengan yang lainnya. Oleh karena

itu analisa kimia pada air formasi perlu sekali dilakukan untuk menentukan jenis

dan sifat-sifatnya. Dibandingkan dengan air laut, maka air formasi ini rata-rata

memiliki kadar garam yang lebih tinggi, sehingga studi mengenai ion-ion air

formasi dan sifat-sifat fisiknya ini menjadi penting artinya karena kedua hal

tersebut sangat berhubungan dengan terjadinya penyumbatan pada formasi dan

korosi pada peralatan di bawah dan di atas permukaan.

Air formasi tersebut terdiri dari bahan-bahan mineral, misalnya kombinasi

metal-metal alkali dan alkali tanah, belerang, oksida besi, dan aluminium serta

bahan-bahan organis seperti asam nafta dan asam gemuk.

Sedangkan komposisi ion-ion penyusun air formasi terdiri dari kation-

kation Ca, Mg, Fe, Ba, dan anion-anion chlorida, CO3, HCO3, dan SO4. Tabel II-

12 memperlihatkan contoh hasil analisa air formasi suatu reservoir.

Tabel II-12Contoh Hasil Analisa Kandungan Air Formasi10)

Konstituen Hasil Analisa (ppm)NaCaMgFeClHCO3

SO4

CO3

6.715549510

11.172295181

0T o t a l 18,813

Kation-kation yang terkandung dalam air formasi dapat dikelompokkan

sebagai berikut :

1. Alkali : K+, Na+ dan Li+ yang membentuk basa kuat.

2. Metal alkali tanah : Br++, Mg++, Ca++, Sr++, Ba++ membentuk basa lemah.

3. Ion Hidrogen : OH+

4. Metal berat : Fe++, Mn++

Sedangkan anion-anion yang terkandung dalam air formasi adalah sebagai

berikut :

a. Asam kuat : Cl-, SO4=, NO3

-

b. Asam lemah : CO3=, HCO3

-, S-

Ion-ion tersebut di atas (kation dan anion) akan bergabung berdasarkan

empat sifat, yaitu :

1. Salinitas primer, yaitu bila alkali bereaksi dengan asam kuat, misalnya NaCl

dan Na2SO4.

2. Salinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam kuat, misalnya

CaCl2, MgCl2, CaSO4, MgSO4.

3. Alkalinitas primer, yaitu apabila alkali bereaksi dengan asam lemah, seperti

Na2CO3 dan Na(HCO3)2

4. Alkalinitas sekunder, yaitu bila alkali tanah bereaksi dengan asam lemah

seperti CaCO3, MgCO3, Ca(HCO3)2 dan Mg(HCO3)2

Perkembangan analisa kimia dewasa ini telah memungkinkan untuk

menganalisa secara kuantitatif kation dan anion yang terkandung dalam air

formasi. Pembahasan lebih lanjut mengenai analisa kimia air formasi akan dibahas

dalam Bab IV.

Besarnya konsentrasi padatan yang terdapat dalam air formasi dinyatakan

dalam satuan parts per million (ppm), miligram per liter, milliequivalent per liter

dan fraksi padatan. Satuan ppm dan miligram per liter digunakan dengan asumsi

densitas air formasinya sama dengan satu.

Satuan fraksi padatan diperoleh dari pembagian ppm dengan 10000.

Sedangkan satuan milliequivalent per liter didapatkan dari konversi ppm, yaitu

dengan dibagi berat ekuivalennya. Pada reaksi ionisasi, berat ekuivalen diperoleh

dari pembagian berat atom ion dengan valensinya. Tabel II-13 menunjukkan hasil

analisa pada Tabel II-12 yang dikonversikan dalam satuan milliequivalent per

liter (meq/liter).

Tabel II-13Hasil Analisa Kandungan Air Formasi

dalam meq / liter 10)

Konstituen Hasil Analisa (meq/liter)NaCaMgFeCl

HCO3

SO4

CO3

2922740

315540

T o t a l 647

2.2.2. 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.

2.2.2.1. 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.

2.2.2.1.1. Densitas Minyak

Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat masa suatu substansi

dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak (o) merupakan

perbandingan antara berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft).

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 :

.............................................................. (2-42)

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 :

.............................................................................................. (2-43)

dimana :

o = specific gravity minyak

o = densitas minyak, lb/cuft

w = densitas air, lb/cuft

Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak

dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

oAPI = ................................................................. (2-44)

2.2.2.1.2. 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 2.20.

Gambar 2.20.Hubungan Viskositas terhadap Tekanan 2)

Gambar 2.20 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 :

................................................................................ (2-45)

dimana :

= viskositas, gr/(cm.sec)

F = shear stress

A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2

= gradient kecepatan, cm/(sec.cm).

2.2.2.1.3. 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) ..................................................... (2-46)

................................................................... (2-47)

dimana :

Rs = kelarutan gas dalam minyak, scf/stb

o = specific gravity minyak, lb/cuft

g = specific gravity gas, lb/cuft

T = temperatur, oF.

Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan

oleh Gambar 2.21. 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.

Gambar 2.21.Ciri Alur Faktor Volume Formasi

Terhadap Tekanan untuk Minyak 2)

Terdapat dua hal penting dari Gambar 2.21. diatas, yaitu :

1. Jika kondisi tekanan reservoir berada diatas Pb, maka Bo akan naik dengan

berkurangnya tekanan sampai mencapai Pb, sehingga volume sistem cairan

bertambah sebagai akibat terjadinya pengembangan minyak.

2. Setelah Pb dicapai, maka harga Bo akan turun dengan berkurangnya

tekanan, disebabkan karena semakin banyak gas yang dibebaskan.

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 2.22. terlihat bahwa

harga Bo pada proses flash liberation lebih kecil daripada proses differential

liberation.

Gambar 2.22.Perbedaan antara Flash Liberation

Dengan Differential Liberation 2)

2.2.2.1.4. 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.

2.2.2.1.5. Kompressibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak

akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai

berikut:

........................................................................... (2-48)

Persamaan 3-29 dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah

dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu :

.............................................................................. (2-49)

dimana :

Bob = faktor volume formasi pada tekanan bubble point

Boi = faktor volume formasi pada tekanan reservoir

Pi = tekanan reservoir

Pb = tekanan bubble point.

2.2.2.2. Sifat Fisik Gas

Sifat fisik gas yang akan dibahas antara lain adalah densitas, saturasi,

faktor volume formasi serta kompresibilitas gas.

2.2.2.2.1. 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 :

...................................................................................... (2-50)

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 dianggap sebagai gas ideal, maka BJ gas dapat

dituliskan dengan persamaan sebagai berikut :

BJ gas =

= ............................................................................ (2-51)

Apabila gas merupakan gas campuran, maka berat jenis dapat dihitung

dengan menggunakan persamaan berikut ini :

.................................................................... (2-52)

2.2.2.2.2. 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 :

..................................................................... (2-53)

dimana :

g = viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer

gi = viscositas gas murni

Yi = fraksi mpl gas murni

Mi = berat molekul gas murni

2.2.2.2.3. 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 P r

dan temperatur Tr, maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan

hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :

............................................................................. (2-54)

Untuk harga P1 dan T1 dalam keadaan standar, maka diperoleh :

............................................................... (2-55)

Untuk keadaan standar, maka Vr (cuft) harus dibagi dengan 1 scf untuk

mendapatkan volume standar. Jadi faktor volume formasi gas (Bg) adalah :

........................................................ (2-56)

Dalam satuan bbl / scf, besarnya Bg adalah :

........................................................ (2-57)

2.2.2.2.4. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang

disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya.

Kompresibilitas gas didapat dengan persamaan :

..................................................................................... (2-58)

dimana :

Cg = kompresibilitas gas, psi-1

Cpr = pseudo reduced kompresibilitas

Cpc = pseudo critical pressure, psi

2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi

Sifat fisik minyak yang akan dibahas adalah densitas, viskositas, kelarutan

gas dalam air formasi, kompressibilitas air formasi dan faktor volume air formasi.

2.2.2.3.1. 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 = = = = ............. (2-59)

dimana :

= 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 :

................................................................................ (2-60)

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 2.23 di bawah ini

Gambar 2.23.Pengaruh Konsentrasi Garam dan Temperatur

pada Densitas Air Formasi 2)

2.2.2.3.2. Viskositas Air Formasi

Besarnya viskositas air formasi (w) tergantung pada tekanan,temperatur

dan salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Gambar 2.24. 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.

Gambar 2.24.Viskositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir 2)

Pada Gambar 2.24. 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.

2.2.2.3.3. Kelarutan Gas dalam Air Formasi

Standing dan Dodson2) telah menentukan kelarutan gas dalam air formasi

sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur. Mereka menggunakan gas dengan

berat jenis 0,655 dan mengukur kelarutan gas ini dalam air murni serta dua contoh

air asin. Komposisi gas dan air asin diperlihatkan pada Gambar 2.25., sedangkan

Gambar 2.26. menunjukkan kelarutan gas dalam air murni sesuai dengan

temperatur.

Gambar 2.25.Grafik Komposisi Gas Alam dan Air Garam

yang Digunakan pada Eksperimen Pengukuran Kelarutan Gas 2)

Dari hasil penelitian, seperti terlihat pada Gambar 2.26, disimpulkan

beberapa pernyataan yang bersifat umum tentang kelarutan gas dalam air dan air

asin adalah sebagai berikut :

1. Kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil jika dibandingkan dengan

kelarutan gas dalam minyak pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama.

2. Pada temperatur yang tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik

dengan naiknya tekanan.

3. Kelarutan gas alam dalam air asin akan berkurang dengan

bertambahnya kadar garam.

4. Kelarutan gas alam dalam air formasi akan berkurang dengan naiknya

berat jenis gas.

Gambar 2.26.Grafik Kelarutan Gas dalam Air 2)

2.2.2.3.4. 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 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) ............................................................... (2-61)

dimana :

Bw = faktor volume air formasi, bbl/bbl

Vwt = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, oF

Vwp = penurunan volume selama penurunan tekanan, psi

Hubungan faktor volume air formasi dengan tekanan dan temperatur

ditunjukkan dengan Tabel II-14 dan Tabel II-15 serta Gambar 2.27.

Gambar 2.27.Faktor Volume Air Formasi

sebagai fungsi dari Tekanan dan Temperatur 2)

Tabel II-14.Faktor Volume Air Formasi dengan Kandungan Gas 2)

Tekanan Saturasi,

psia

Faktor Volume Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)

100 150 200 250

10002000300040005000

1,00451,00311,00171,00030,9989

1,01831,01681,01541,01401,0126

1,03611,03451,03301,03161,0301

1,05841,05681,05521,05371,0522

Tabel II-15.Faktor Volume Air Formasi tanpa Kandungan Gas 2)

Tekanan Saturasi, psia

Faktor Volume Air Formasi, bbl/bbl (pada temperatur, oF)

100 150 200 2501000200030004000

1,00250,99950,99660,9938

1,01531,01251,00951,0067

1,03351,03041,02711,0240

1,05601,05231,04871,0452

50006000

0,99100,9884

1,00391,0031

1,02101,0178

1,04181,0402

2.2.2.3.5. 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 2.28.

Gambar 2.28.Harga Kompressibilitas Air Murni

Berdasarkan Temperatur dan Tekanan 2)

Secara matematik, besarnya kompressibilitas air murni dapat ditulis

sebagai berikut :

.......................................................................... (2-62)

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. Koreksi terhadap harga kompressibilitas air dapat

dilakukan dengan menggunakan Gambar 2.29.

Gambar 2.29.Koreksi Harga Kompressibilitas Air Formasi

Terhadap kandungan Gas Terlarut 2)

Secara matematik, koreksi terhadap harga kompressibilitas air (Cw) dapat

dihitung dengan persamaan sebagai berikut :

........................................................... (2-63)

dimana :

Cwp = kompressibilitas air murni, psi-1

Rsw = kelarutan gas dalam air, cu ft/bbl

2.3. Kondisi Reservoir

Tekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting

dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya

(air, minyak, dan gas). Tekanan dan temperatur lapisan kulit bumi dipengaruhi

oleh adanya gradient kedalaman, letak dari lapisan, serta kandungan fluidanya.

2.3.1. Tekanan Reservoir

Tekanan yang terjadi dalam pori-pori batuan reservoir dan fluida yang

terkandung didalamnya disebut tekanan reservoir. Dengan adanya tekanan

reservoir yang disebabkan oleh adanya gradien kedalaman, maka akan

menyebabkan fluida reservoir akan mengalir dari formasi ke lubang sumur yang

relatif bertekanan rendah, sehingga tekanan reservoir akan menurun dengan

adanya kegiatan produksi. Tekanan reservoir dibagi menjadi dua, yaitu tekanan

hidrostatik, tekanan kapiler dan tekanan overburden

1. Tekanan Hidrostatik

Tekanan hidrostatik merupakan tekanan yang timbul akibat adanya fluida yang

mengisi pori-pori batuan, desakan oleh expansi gas (gas cap gas), dan desakan

gas yang membebaskan diri dari larutan akibat penurunan tekanan selama

proses produksi berlangsung. Ukuran dan bentuk kolom fluida tidak

berpengaruh terhadap besarnya tekanan ini. Secara matematis tekanan

hidrostatik dituliskan :

Ph = 0,052 D ............................................................................. (2-64)

dimana :

Ph = tekanan hidrostatik, psi

= densitas fluida rata-rata, lb/gallon

D = tinggi kolom fluida, ft

2. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler merupakan tekanan yang ditimbulkan oleh adanya kontak dua

macam fluida yang tak saling campur. Besarnya tekanan kapiler dapat

ditentukan dengan persamaan :

......................................................................... (2-65)

dimana :

Pc = tekanan kapiler, psi

h = selisih tinggi permukaan antara dua fluida, ft

w = densitas air, lb/cuft

o = densitas minyak, lb/cuft

3. Tekanan Overburden

Tekanan overburden merupakan tekanan yang diakibatkan oleh adanya berat

batuan dan kandungan fluida yang terdapat dalam pori-pori batuan yang

terletak di atas lapisan produktif, yang secara matematis dituliskan :

.............................................. (2-66)

dimana :

Po = tekanan overburden, psi

Gmb = berat matrik batuan formasi, lb

Gfl = berat fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan, lb

A = luas lapisan, in2

D = kedalaman vertikal formasi, ft

= porositas, fraksi

ma = densitas matrik batuan, lb/cuft

fl = densitas fluida, lb/cuft

Besarnya tekanan overburden akan naik dengan meningkatnya kedalaman,

yang biasanya dianggap secara merata. Pertambahan tekanan tiap feet

kedalaman disebut gradien kedalaman.

Data-data tekanan reservoir, umumnya digunakan dalam hal-hal sebagai

berikut :

1. Menentukan karakteristik reservoir, terutama yang menyangkut hubungan

antara jumlah produksi dengan penurunan tekanan reservoir.

2. Bila digabungkan dengan data produksi, sifat-sifat fisik batuan dan fluida

reservoir, akan bermanfaat dalam penaksiran gas/oil in place dan recovery

untuk berbagai jenis mekanisme pendorongnya.

3. Memperkirakan hubungan antar sumur-sumur yang letaknya berdekatan dan

bagaimana sistemnya.

2.3.2. Temperatur Reservoir

Temperatur akan mengalami kenaikan dengan bertambahnya kedalaman,

ini dinamakan gradien geothermal yang dipengaruhi oleh jauh dekatnya dari pusat

magma. Besaran gradien geothermal ini bervariasi dari satu tempat ke tempat lain,

dimana harga rata-ratanya adalah 2oF/100 ft. Gradien geothermal yang tertinggi

adalah 4oF/100 ft, sedangkan yang terendah adalah 0.5 oF/100 ft. Variasi yang

kecil dari gradien geothermal ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermis

beberapa jenis batuan.

Besarnya gradien geothermal dari suatu daerah dapat dicari dengan

menggunakan persamaan :

............................... (2-67)

Harga gradien geothermal berkisar antara 1,11 oF sampai 2 oF/100 f.

Seperti diketahui temperatur sangat berpengaruh terhadap sifat – sifat fisik fluida

reservoir. Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai

berikut :

Td = Ta + (GTH x D) .......................................................................... (2-68)

dimana :

Td = temperatur reservoir pada kedalaman D ft, oF

Ta = temperatur pada permukaan, oF

GTH = gradient temperatur, oF

D = kedalaman, ratusan ft.

Suatu contoh kurva gradien temperatur terhadap kedalaman suatu lapangan

minyak dapat dilihat pada Gambar 2.30.

Gambar 2.30.Kurva Gradien Temperatur terhadap Kedalaman 2)