teknik reservoir

81
TEKNIK RESERVOIR A. Pengantar Industri Migas Ilmu yang mempelajari tentang cara terbentunya minyak bumi, penyebaran dan keterdapatannya Tujuan mempelajari ini sebagai pengetahuan awal untuk mengetahui asal mula minyak bumi dan migrasinya I. Struktur bumi 3 Lapisan Utama Bumi: Inti Bumi (Core) adalah bagian dalam bumi Selubung Bumi (Mantle) adalah bagian luar bumi Kulit Bumi (Crust) Diantara keduanya : Mantle II. Sejarah dan Perkembangan migas Minyak Bumi pertama kali ditemukan di Timur tengah (Parsi kuno / Iran) yang ditemukan sebagai rembesan yang muncul kepermukaan dan diperkirakan bahwa Nabi Nuh adalah orang yang pernah menggunakan minyak bumi ini untuk menambal perahunya agar tidak kemasukan air, dimana minyak bumi yang dipergunakan berbentuk Asphalt atau Teer. Pada zaman berikutnya juga ditemukan gas bumi yang muncul ke permukaan dan terbakar sehingga pada waktu itu muncul agama yang menyembah api yang abadi (agama Parsi), kemudian pada zaman Harun Al Rasyid juga telah dikenal istilah minyak bumi yang digunakan sebagai bahan bakar (Naphta). Industri minyak bumi yang modern muncul di AS pada abad ke 19 dan disusul oleh beberapa negara Eropa dan lainnya III. Teori Minyak dan Gas Bumi Teori An-organik : - Teori Alkali Panas dengan CO2 (Berthelot 1866)

Upload: hery

Post on 05-Jan-2016

111 views

Category:

Documents


7 download

TRANSCRIPT

Page 1: Teknik Reservoir

TEKNIK RESERVOIR

A. Pengantar Industri Migas

Ilmu yang mempelajari tentang cara terbentunya minyak bumi, penyebaran dan keterdapatannyaTujuan mempelajari ini sebagai pengetahuan awal untuk mengetahui asal mula minyak bumi dan migrasinya

I. Struktur bumi3 Lapisan Utama Bumi: Inti Bumi (Core) adalah bagian dalam bumi Selubung Bumi (Mantle) adalah bagian luar bumi Kulit Bumi (Crust) Diantara keduanya : Mantle

II. Sejarah dan Perkembangan migas

Minyak Bumi pertama kali ditemukan di Timur tengah (Parsi kuno / Iran) yang ditemukan sebagai rembesan yang muncul kepermukaan dan diperkirakan bahwa Nabi Nuh adalah orang yang pernah menggunakan minyak bumi ini untuk menambal perahunya agar tidak kemasukan air, dimana minyak bumi yang dipergunakan berbentuk Asphalt atau Teer. Pada zaman berikutnya juga ditemukan gas bumi yang muncul ke permukaan dan terbakar sehingga pada waktu itu muncul agama yang menyembah api yang abadi (agama Parsi), kemudian pada zaman Harun Al Rasyid juga telah dikenal istilah minyak bumi yang digunakan sebagai bahan bakar (Naphta). Industri minyak bumi yang modern muncul di AS pada abad ke 19 dan disusul oleh beberapa negara Eropa dan lainnya

III. Teori Minyak dan Gas Bumi Teori An-organik :

- Teori Alkali Panas dengan CO2 (Berthelot 1866)Ia memperkirakan bahwa didalam bumi terdapat logam alkali dalam

keadaan bebas dan bertemperatur tinggi. Jika CO2 bersentuhan dengan alkali panas maka akan membentuk asetelin (gas Hidrocarbon). Menurutnya hidrocarbon lain dapat terjadi dengan reaksi berangkai antara hidrocarbon dengan penambahan hidrogen

- Teori Karbida Panas dengan air (Mendeleyeff 1877)

Page 2: Teknik Reservoir

Ia beranggapan bahwa didalam kerak bumi terdapat karbida besi. Air yang masuk ke dalam kerak bumi menjadi minyak bumi, teori ini tidak tidak dapat diterima karena tidak adanya bukti bahwa didalam kerak bumi ada karbida besi

Teori Organik Teori ini menyatakan bahwa HC berasal dari bahan-bahan organik baik berupa tumbuhan maupun hewan yang terpendam didalam kerak bumi dalam waktu jutaan tahun dan terurai menjadi HC akibat adanya faktor tekanan dan temperatur yang tinggi. Teori ini didasarkan pada percobaan laboratorium yang mensintesakan minyak dari zat organik.

IV. 3 Faktor Utama dalam pembentukan Migas :- Adanya batuan asal (Source Rock)- Adanya migrasi dari batuan asal menuju batuan reservoir- Adanya perangkap (Trap)

V. Syarat-syarat terdapatnya minyak dan gas bumi (Sistem Perminyakan)

Batuan sumberPenghasil hidrokarbon

Migrasi

Lapisan Reservoir

PerangkapLapisan Tudung

1. 1. Hidrocarbon terbentuk di batuan sumber Hidrocarbon terbentuk di batuan sumber

2. 2. Tetes hidrocarbon akan bergerak mencari Tetes hidrocarbon akan bergerak mencari keseimbangankeseimbangan (BJ) (BJ) ------ BermigrasiBermigrasi

3. 3. Tetes hidrocarbon Bermigrasi melalui poriTetes hidrocarbon Bermigrasi melalui pori--pori lapisan pori lapisan batuan disekitarnya atau melalui rekahanbatuan disekitarnya atau melalui rekahan--rekahan padarekahan padalapisan kulit bumilapisan kulit bumi

4. 4. Tetes hidrocarbon akan terkumpulTetes hidrocarbon akan terkumpul//terperangkap pada lapisan terperangkap pada lapisan berporiberpori (reservoir) yang (reservoir) yang berbentuk kubah berbentuk kubah yang yang merupakan perangkapmerupakan perangkap..

Batuan sumberPenghasil hidrokarbon

Migrasi

Lapisan Reservoir

PerangkapLapisan Tudung

1. 1. Hidrocarbon terbentuk di batuan sumber Hidrocarbon terbentuk di batuan sumber

2. 2. Tetes hidrocarbon akan bergerak mencari Tetes hidrocarbon akan bergerak mencari keseimbangankeseimbangan (BJ) (BJ) ------ BermigrasiBermigrasi

3. 3. Tetes hidrocarbon Bermigrasi melalui poriTetes hidrocarbon Bermigrasi melalui pori--pori lapisan pori lapisan batuan disekitarnya atau melalui rekahanbatuan disekitarnya atau melalui rekahan--rekahan padarekahan padalapisan kulit bumilapisan kulit bumi

4. 4. Tetes hidrocarbon akan terkumpulTetes hidrocarbon akan terkumpul//terperangkap pada lapisan terperangkap pada lapisan berporiberpori (reservoir) yang (reservoir) yang berbentuk kubah berbentuk kubah yang yang merupakan perangkapmerupakan perangkap..

VI. Komponen Pembentuk Minyak BumiMinyak bumi merupakan campuran yang komplek terdiri dari ratusan rantai HC dan umumnya terdiri dari H (85 %), C (15 %) dan bahan organik lainnya dalam jumlah kecil seperti Oksigen (O), Sulfur (S) dan Nitrogen (N).

VII. Cara Terdapatnya Minyak dan Gas Bumi Minyak bumi pada permukaan

minyak bumi pada permukaan ditemukan sebagai rembesan dan tidak mempunyai nilai ekonomis tetapi dapat menunjukan daerah kemungkinan adanya minyak dibawh permukaan berdasarkan gejala cara timbulnya minyak pada permukaan dapat dibagi dalam 2 jenis : rembesan yang masih aktiv dan rembesan yang tidak aktiv

Minyak Bumi Dalam Kerak Bumi

Page 3: Teknik Reservoir

Minyak bumi didalam kerak bumi terdapat dalam batuan yang berpori, dari segi jumlahnya minyak bumi dapat ditemukan sebagai :

a. Jejak-jejak, yaitu dalam jumlah yang sangat kecil (sedikit)b. Suatu akumulasi, yaitu terkumpul dalam jumlah besar

VIII. Cara Mendeteksi Lumpur Pemboran Serbuk Pemboran

IX. Pengertian Reservoir, Lapangan dan Daerah Minyak Reservoir adalah suatu wadah tempat minyak dan gas bumi berkumpul

(batuan yang dijenuhi oleh minyak) Lapangan

Lapangan Minyak (oil field): adalah daerah yg dibawahnya mempunyai akumulasi minyak dari beberapa buah reservoir dalam suatu gejala geologi yang sama (sifat struktur dan stratigrafi)Lapangan Minyak dan Gas Raksasa : Lapangan yg memiliki cadangan lebih dari 500 MMBbl (misalnya, Lapangan Ghawar di Arab Saudi dan Lapangan minas di Riau)

Daerah MInyak adalah daerah dimana sejumlah reservoir dan lapangan minyak berkelompok dalam lingkungan geologi yg sama. Daerah minyak sering disebut sebagai cekungan minyak

X. Batuan dan Perangkap Reservoir Batuan reservoir adalah wadah dibawah permukaan yang mengandung minyak dan

gas bumi. Pada umumnya batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asalkan mempunyai porositas dan permeabilitas. Menurut Payne (1942) porositas menentukan jumlah cairan yg terdapat dalam batuan dan permeabilitas menentukan jumlah yg dapat diproduksikan. Tiga Jenis Batuan (B. Beku, B. Sedimen dan B. Methamorf)Batuan Non Reservoir : B. Beku dan dan B. Methamorf Batuan Reservoir : B. Sedimen Batuan Sedimen : B. Clastic dan Non Clastic

Page 4: Teknik Reservoir

XI. DISTRIBUSI RESERVE MINYAK BERDASAR TIPE BATUAN dan UMUR BATUAN

XII. Jenis - Jenis Perangkap1. Perangkap Struktur

- Lipatan (Antiklin)- Patahan

2. Perangkap Stratigrafi - PS Karena Pembajian - PS Karena Penyerpihan - PS Karena Bidang Ketidakselarasan

3. Perangkap Kombinasi - PK Jenis Lipatan dengan Pembajian - PK Jenis Patahan dengan Pembajian

Page 5: Teknik Reservoir
Page 6: Teknik Reservoir

XIII. Rock propertiesRock properties

a) Porositas

Merupakan perbandingan antara volume pori batuan dengan volume bulk (volume batuan) pada core yang sama atau volume pori batuan dibagi oleh volume total batuan

Page 7: Teknik Reservoir

∅=V pori(Vp)

V keseluruhan(Vb)x 100%

Berdasarkan proses pembentukanya porositas dibagi menjadi:- Porositas primer > porositas yang terbentuk secara bersamaan dengan proses

sedimentasi batuan tersebut- Porositas sekunder > porositas yang terbentuk setelah proses sedimentasi terjadi

atau terjadi akibat pembuatan rekahan Berdasarkan hubungan antar pori dapat diklasifikasikan :

Porositas absolute / interconective

Merupakan porositas yang tidak saling berhubungan ( K = 0 ) atau perbandingan antara volume pori total terhadap voleme batuan total yang dinyatakan dalam %

∅=V pori(Vp)

V keseluruhan(Vb)x 100%

∅ total=V pori(Vp)

V keseluruhan (Vb)=Vb−Vm

Vb

φeff=Interconected Vol . pori

Bulk Volume =[ ρgrain−ρbulk

ρgrain−ρfluida]×100%

Porositas efektik / conectivMerupakan porositas yang saling berhubungan atau dapat dialiri oleh suatu

fluida

∅ efektif= voleme pori yangberhubunganV keseluruhan (Vb)

Factor yang mempengaruhi porositass Shape (bentuk butiran) Packing aragement (susunan butiran) Distribusi ukuran butiran Sementase Fracture (rekahan) dan vugs (gerowong)

Klasifikasi nilai porositas 0 – 5 % very poor 5 – 10 % poor 10 – 15 % medium 15 – 20 % good

Page 8: Teknik Reservoir

20 – 25 % very good >25% excellent

Batasan nilai porositas *cubik packing 47,6% Anggapan - Vb = V kubus = S3 = (2 x r )3 = 8 r3

- Vm = v bola = 4/3 x r3

Q=Vb−VmVb

(8 r3 )−( 43 π r3)8 r3

¿1− π6=0.476

* romohedral 25,96%b) Permeabilitas

Permeabilitas (K)merupakan nilai yang menunjukan kekmampuan suatu batuan porous untuk mengalirkan fluida denangan rumus empiris

Q= k x Aμ

xdpdx

Q=7,08 x 10−3 x K xh x ¿¿Jika ada skin

Q=7,08 x 10−3 x K xh x ¿¿Untuk gas

Q=7,058 x 10−3 x K xh x ¿¿

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir pada batuan*pormeabilitas absolute> fluida yang mengalir melalui media berpori

hanya 1 fassa*permeabilitas efektif > fluida yang mengalir lebih dari satu fasa*permeabilitas realatif> perbandingan antara permeabilitas efektif pada

kondisi tertentu terhadap permeabilitas absoluteGrafik permeabilitas efektif untuk sistem minyak dan air satu Darcy : suatu medium berpori mempunyai permeabilitas sebesar 1

darcy, jika cairan berfasa 1 dg kekentalan 1 cp mengalir dg kecepatan 1 cm/dt melalui penampang seluas 1 cm3 pada gradien hidrolik 1 atm/cm.

Page 9: Teknik Reservoir

Kro

0

Krg

1-SgcSg

Gas – Oil system( Corey

equation )

Kro

Swc

Krw

1-SwcSw

Water – Oil system( Pirson equation)

Perpotongan Kro dan Krw bila menunjukkan Sw > 50% maka disebut “Water-wet” bila tidak “Oil wet”

Kro

0

Krg

1-SgcSg

Gas – Oil system( Corey equation )

Kro

Swc

Krw

1-SwcSw

Water – Oil system( Pirson equation)

Perpotongan Kro dan Krw bila menunjukkan Sw > 50% maka disebut “Water-wet” bila tidak “Oil wet”

Pc

0 100%Sw

Gas – Oil system( Corey equation )

Swi

satuan dari permeabilitas adalah Darcy, dimana 1 Darcy = 1000 millidarcy (md)

Q= k x A x Δ dμ l

Hubungan porositas dan permebilitas adalah apabila didalam batuan ada permeabilitas pasti ada porositas, namun sebaliknya bila ada permeabiltas belum tentu ada porositas

Cara – cara untuk penentuan permeabilitas :a. Permeameter b. Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran

Page 10: Teknik Reservoir

c. Dari kecepatan pemboran d. Berdasarkan tes produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubang (Pwf)Skala permeabilitas :< 5 md= ketat 5 – 10 md = cukup 10 – 100 md = baik 100 – 1000 md = baik sekali

c) Saturasi (S)Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.

So ,Sg ,Sw= volume pori−pori yang diisiolehminyak ,gas , airvolume pori−poritotal

Hubungan saturasi dengan permeabilitas adalah apabila saturasi oil bertambah maka permeabilitas efektif dan permeabilitas relative minyak akan bertambah pula

Peramaan archie

Sw=√ F x RwRt

F= RoRw

atauF= α

ϕm

Factor yang mempenaruhi nilai saturasi

Ukuran dan distribusi pori batuan (ϕ> , Sw < ) Ketinggian diatas free water level (FWL) Adanya perbedaan tekanan kapiler ( Pc >, Sw < )

d) WetabilitasMerupakan kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika

diberikan 2 fluida yang tidak saling bercampur (imisible). Jika 0-75” water wet,, 75-105” intermediet,,,>105 oil wet atau kecenderungan dari suatu cairan fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan.(kemampuan batuan untuk dijenuhi oleh salah satu fluida). Dlm sistem reservoir digambarkan sbg air dan minyak atau gas yang terletak diantara matrik batuan.

Page 11: Teknik Reservoir

Gambar Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan

Gambar memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar . 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 = σ so − σ sw = σ wo cos θ

Dimana :

AT = tegangan adhesi, dyne/cm

so = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm

sw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm

wo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm

= sudut kontak air-minyak

Wetting Phase Dan Non Wetting Phase-Wetting Phase Fluida (yg membasahi permukaan) : Fasa fluida pembasah biasanya

akan dengan mudah membasahi permukaan batuan, akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, fasa pembasah akan mengisi ke pori pori yang lebih kecil dahulu dari batuan berpori. Fasa fluida pembasah umumnya sangat sukar bergerak dalam reservoir hidrokarbon. Distribusi Wetting Phase : Funicular dan Pendular Ring

-NonWetting Phase Fluida (yang dibasahi oleh Permukaan) : sukar membasahi permukaan batuan. Dengan adannya gaya repulsive (tolak) antar batuan dan fluida menyebabkan Non – Wetting Phase Fluid umumnya sangat mudah bergerak.

1. Batuan Reservoir Water Wet (Air Mendesak Minyak)

Page 12: Teknik Reservoir

Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi permukaan batuan.

Imbibisi, Drainage, Hysterisis

1. Imbibisi (Water Displacing Oil, membasahi batuan karena sudut kontak < 90 0)

- Imbibisi karena ada pendesakan HC oleh air / aquifer ketika proses produksi, suatu fenomena dimana fasa pembasahnya semakin meningkat.- Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water) meningkat sedangkan saturasi non - wetting phase (oil) menurun. Mobilitas phase pembasah meningkat seiring dengan meningkatnya saturasi fasa pembasah. Contoh : proses pendesakan pada reservoir minyak dimana batuan reservoir sebagai water wet.

2.Drainage (Oil Displacing Water, tidak membasahi)-Drainage karena ada pendesakan air oleh HC pada awal akumulasi HC.-Drainage adalah proses kebalikan dari imbisisi, dimana saturasi fasa pembasah menurun dan saturasi non wetting phase meningkat

Page 13: Teknik Reservoir

3.Hiysterisis- Pada saat saturasi yang sama terdapat perbedaan tekanan kapiler antara imbibisi dan drainage (Pc drainage lebih besar dari Pc imbibisi)

Kondisi supaya displacement / pendesakan terjadi :-Reservoir harus Water Wet-Kesetimbangan Vertikal- Incompressible-Linear, mendorong dari satu arah

e) Tekanan kapilerPerbedaan tekanan pada dua fasa fluida yang tidak saling menyatu,Tekana kapiler terhadap saturasi J(sw)

Hubungan antara saturasi Fluida dan tekanan KapilerMerupakan fungsi dimensi yang mengkorelasikan tekanan kapiler dengan

parameter reservoir lainnya (permeabilitas, porositas, tegangan antar muka dan sudut kontak

J= Pcσ cos θ √ K∅

. σ=tegangan antarmuka ,N /m

grafik saturasi vs Pc

f) Kompresibilitas batuanMerupakan ukuran perubahan bvolume batuan per satuan perubahan tekanan

Co=−1Vx ( Δ vΔ p )sehingga

– ( ΔvΔ p )TΔ p

Page 14: Teknik Reservoir

Kompresibilatas ada 3 - Kompresibilitas matrix (cm = 0)- Kompresibilitas bulk (cm)- Kompresibilitas formasi (cf)

Nilai cf

Cf=−1Vx ( ϑv pϑ pm )

a) Analisa Fuida Reservoir SISTEM KOMPONEN TUNGGAL, SISTEM 2 KOMPOMEN DAN SISTEM MULTI

KOMPONEN

Sistem Komponen Ganda- Sistem 2 komponen ( biner)

Sistem dua komponen atau yang disebut juga dengan sistem biner, adalah suatu sistem fluida reservoir yang komponen-komponennya dapat dibedakan antara satu dengan lainnya yang relatif mudah menguap dan sukar menguap -Sistem 3 komponen ( ternary diagram)

Page 15: Teknik Reservoir

# cricondenbar, yaitu tekanan tertinggi dimana fasa gas masih terdapat dalam sistem, dan di atas tekanan ini tidak ada lagi gas berapa pun besarnya temperatur# cricondenterm, yaitu temperatur tertinggi dimana fasa cair masih terdapat dalam sistem, di atas temperatur ini tidak ada lagi fasa cair berapapun besarnya tekanan# retrograde codensation adalah suatu peristiwa dimana pada keadaan tekanan dan temperatur berada diatas titik kritis (critical point), maka akan terjadi perubahan fasa gas menjadi gas kondensate (liquid + gas) kemudian kembali menjadi gas seluruhnya ketika tekanan terus diturunkan hingga mencapai titik embun (dew point).

Sistem 3 Komponen

Page 16: Teknik Reservoir

Sistem Multi KomponenSistem multi komponen merupakan suatu sistem fluida yang terdiri dari banyak komponen yang dapat dibedakan satu dengan yang lain sebagai komponen yang relatif mudah menguap dan yang sukar menguap. Sistem multi komponen ini merupakan suatu sistem fluida yang paling banyak dan sangat sering ditemukan di alam.Diagram fasa untuk sistem multi komponen digunakan untuk :• Untuk mengklarifikasikan reservoir• Untuk mengklasifikasikan keadaan natural sistem hidrokarbon.• Menggambarkan sifat-sifat fasa fluida reservoir

Fluida reservoir 1. Dry Gas

a) Di dalam reservoir berupa gas dan hingga terproduksi tetap gasb) Tidak te rpengaruhi perubahan tekananc) Dry gas merupakan suatu fluida reservoir yang hanya terdiri dari fasa gas,

dimana tidak ada fasa cair yang terdapat dalam sistem baik pada kondisi reservoir maupun kondisi separator, dan juga tidak ada cairan yang dapat dibentuk dalam reservoir ataupun di permukaan. Kata kering menunjukkan bahwa kondisi fluida yang tidak cukup mengandung molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan.Warnanya colorless

2. Wet Gas

Page 17: Teknik Reservoir

a) Didala reservoir berupa gas dan setelah terproduksi berubah menjadi liquidb) Dipengaruhi tekananc) Mempunyai harga oAPI > 60d) Mempunyai harga Rsi 15000-100000 scf/stbe) Mempunyai harga μg 0.25 cp f) Mempunyai harga γg < 0.74g) Mempunyai harga GOR > 50.000 scf/stbh) Warna water – white

3. Kondesat gas

a) Terjadi bila kondisi Hc di reservoir mempunyai temperature dari titik kritisnya sehingga dia menjadi gas

b) Retrograde condensate merupakan suatu jenis fluida hidrokarbon gas yang mempunyai ciri-ciri sebagai berikut :

c) Mempunyai temperatur yang terletak diantara titik kritis dan cricondenterm

Page 18: Teknik Reservoir

d) Mempunyai harga oAPI antara 50 sampai 70e) Mempunyai harga kelarutan gas 2000 sampai 15000 scf/stbf) Biasanya berbentuk condensate liquidg) Mempunyai harga spesifik gravity antara 0.70 sampai 0.77.h) Warnanya Lightly colored

4. Minyak ringan (high sringkrage oil)

a) Dengan turunan tekanan akan menguapkan cairan menjadi gasb) Bila tekanan dan temperature turun sampai kondisi separator maka didapat Hc

berupa gasc) High shrinkage crude oil atau disebut juga dengan volatile oil, merupakan suatu

fluida minyak dengan ciri-ciri sebagai berikut :d) Mempunyai harga GOR sekitar 2000-3300 scf/stbe) Mempunyai harga oAPI antara 30 sampai 50f) Mempunyai harga faktor volume formasi antara 1.5 sampai 3.0 bbl/stb g) Mempunyai harga kelarutan gas antara 500 sampai 6000 scf/stbh) Mempunyai harga viskositas antara 0.25 sampai 3 cp i) Mempunyai harga spesifik gravity 0.76 sampai 0.87j) Berwarna cokelat kehitam-hitaman (brown orange)

5. Minyak berat

Page 19: Teknik Reservoir

a) Dengan tekanan yang menurun tidak begitu terpengaruh dan sedikit Hc yang berubah menjadi gas

b) Low shrinkage crude oil disebut juga dengan black oil, merupakan suatu fluida minyak dengan ciri-ciri sebagai berikut :

c) Mempunyai harga oAPI 20 sampai 30d) Mempunyai harga kelarutan gas atau Rs antara 45 sampai 50 scf/stbe) Mempunyai harga faktor volume formasi minyak 1.1 sampai 1.5 bbl/stbf) Mempunyai harga viskositas antara 2 sampai 100 cpg) Mempunyai harga spesifik gravity 0.85 sampai 0.934h) Mempunyai harga GOR sekitar 2000 scf/stbi) Biasanya berwarna cokelat kehitam-hitaman (very dark)

Sifat fisik fluidaa) Tekakan gelembung (Pb)

Dimana saat pertama kali gas terlepepas dari oilb) Kelarutan gas dalam minyak (Rs)

Sebagai banyaknya gas yang terlarut (scf) dari suatu minyak (stb) pada kondisi tekanan dan temperature reservoir yang di permukaan volumenya

Rs = Volume gas yang diproduksikan dipermukaan pada kondisi standar Volume minyak yang terdapat dalam stok tank pada kondisi standar

Page 20: Teknik Reservoir

c) Factor volume vormasi minyak (Bo)Sebagai volume minyak pada kondisi reservoir dibagi dengan volume pada

kondisi standar (stb) (14,7 psi 60f)

Bo = Faktor volume formasi minyak, bbl/STB(Vo)p,T = Volume minyak pada tekanan dan temperatur undersaturated (bbl)

(Vo)sc =Volume minyak pada keadaan standart, STB

R

s

iP

b

P

i

Pressure

Bo=(V o ) p ,T(V o )sc

Page 21: Teknik Reservoir

Re se rvo ir p re ssure , p sia

o bB

0

Pb

Form

atio

n -

Volu

me

Fa

cto

r, B o

1

d) Paktor volume formasi gas (Bg)Sebagai volume minyak pada kondisi reservoir dibagi dengan volume pada

kondisi standar (stb) (14,7 psi 60f)

e) Densitas minyak (

Perbandinagn antara berat minyak (lb) terhadap volume minyak satuannya gr/cc

f) SG Sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air

g) Viscositas Ukuran ketahanan minyak terhadap aliran atau suatu ukuran tentang

besarnya keengganan minyak untuk mengalir (cp) atau gr/100detik / 1 cm

h) Kompresibilitas (Co)Perubahan volme minyak akibat adanya perubahan tekanan

ρo

Bg = 0 .00504Zr TrPr

bbl /scf

Bg = 0 .0283Zr T rPr

cuft /scf

ρo = mV

γ o =ρoρw

μ= fA

Page 22: Teknik Reservoir

Co=−1V (∆ P∆T )

i) Z factor (factor deviasi gas)• Perbandingan antara volume gas pada tekanan tertentu atau faktor

kompressibilitas gas didefenisikan sebagai perbandingan antara volume yang sesungguhnya ditempati oleh gas dengan volume yang akan ditempati oleh gas ideal, yang diukur pada kondisi tekanan dan temperatur yang sama.

Bottom hole sampling merupakan suatu teknik pengambilan sampel fluida reservoir bawah permukaan dengan cara menggunakan suatu alat pengumpul sampel (sampling bomb) yang diturunkan ke dalam lubang sumur dengan menggunakan operasi wire line. Dimana suatu alat sampling bomb ini dapat mengumpulkan sampel fluida sebanyak 600 ml.

z =V actual

V ideal

Page 23: Teknik Reservoir

Recombination sampling adalah suatu teknik pengambilan sampel fluida reservoir permukaan (surface sample) dengan cara mencampurkan kembali fasa gas dengan fasa minyak yang telah dipisahkan pada separator dengan suatu perbandingan (ratio) tertentu. Dimana untuk mencampurkan gas dan minyak biasanya digunakan persamaan berikut :

Rsp=Rp x Ss• Dimana :

Rsp = GOR separator (scf/bbl) Rp = GOR stock tank (scf/stb) Ss = Separator fluid shrinkage factor (stb/sep bbl)

Ss=V STBOilV sep

Split stream sampling merupakan suatu teknik pengambilan sampel fluida reservoir

yang hanya digunakan untuk mengambil sampel fluida dari sumur gas kondensat. Kualisifikasi dan prosedur yang digunakan dalam memilih dan mempersiapkan

Page 24: Teknik Reservoir

sumur untuk split stream sampling sama dengan metoda recombination sampling, hanya saja perlu dicatat tekanan dan temperatur fluida yang mengalir pada titik dimana sampel fluida tersebut diambil.

Analisa PVT fluida reservoir merupakan suatu simulasi yang digunakan untuk mengamati perubahan volume fluida reservoir yang terjadi akibat dari perubahan tekanan dan temperatur saat fluida tersebut diproduksikan.Analisa PVT minyak di laboratorium terdiri dari beberapa analisa dan pengujian, antara lain :

o pengecekan kualitas sampel minyak,o analisa komposisi kimia hidrokarbon,o uji PVT dengan flash liberation test, o uji PVT dengan differential liberation test,o uji PVT dengan separator test, o pengukuran harga viskositas.

B. Mekanika Fluida

Aliran Laminer

Laminer artinya aliran yang teratur (stream line), coba perhatikan aliran air yang lambat. Suatu aliran baik laminar maupun turbulen, sangat bergantung pada reynold’s numbernya.

Aliran Turbulen

Turbulent artinya alirannya chaotic atau ada vortex. Untuk aliran Turbulen, bilangan Reynoldnya adalah besar dari 5000

Page 25: Teknik Reservoir

C. Mekanika ReservoirMembahas tentang gerakan-gerakan fluida yang terjadi didalam reservoir hidrokarbon (media porous).

1. Rock propertiesa) Porositas

Merupakan perbandingan antara volume pori batuan dengan volume bulk (volume batuan) pada core yang sama atau volume pori batuan dibagi oleh volume total batuan

∅=V pori(Vp)

V keseluruhan(Vb)x 100%

Berdasarkan proses pembentukanya porositas dibagi menjadi:- Porositas primer > porositas yang terbentuk secara bersamaan dengan proses

sedimentasi batuan tersebut- Porositas sekunder > porositas yang terbentuk setelah proses sedimentasi terjadi

atau terjadi akibat pembuatan rekahan Berdasarkan hubungan antar pori dapat diklasifikasikan :

Porositas absolute / interconective

Merupakan porositas yang tidak saling berhubungan ( K = 0 ) atau perbandingan antara volume pori total terhadap voleme batuan total yang dinyatakan dalam %

∅=V pori(Vp)

V keseluruhan(Vb)x 100%

∅ total=V pori(Vp)

V keseluruhan (Vb)=Vb−Vm

Vb

φeff=Interconected Vol . pori

Bulk Volume =[ ρgrain−ρbulk

ρgrain−ρfluida]×100%

Page 26: Teknik Reservoir

Porositas efektik / conectivMerupakan porositas yang saling berhubungan atau dapat dialiri oleh suatu

fluida

∅ efektif= voleme pori yangberhubunganV keseluruhan (Vb)

Factor yang mempengaruhi porositass Shape (bentuk butiran) Packing aragement (susunan butiran) Distribusi ukuran butiran Sementase Fracture (rekahan) dan vugs (gerowong)

Klasifikasi nilai porositas 0 – 5 % very poor 5 – 10 % poor 10 – 15 % medium 15 – 20 % good 20 – 25 % very good >25% excellent

Batasan nilai porositas *cubik packing 47,6% Anggapan - Vb = V kubus = S3 = (2 x r )3 = 8 r3

- Vm = v bola = 4/3 x r3

Q=Vb−VmVb

(8 r3 )−( 43 π r3)8 r3

¿1− π6=0.476

* romohedral 25,96%

Page 27: Teknik Reservoir

b) PermeabilitasPermeabilitas (K)merupakan nilai yang menunjukan kekmampuan suatu

batuan porous untuk mengalirkan fluida denangan rumus empiris

Q= k x Aμ

dpdx

Q=7,08 x 10−3 x K xh x ¿¿Jika ada skin

Q=7,08 x 10−3 x K xh x ¿¿Untuk gas

Q=7,058 x 10−3 x K xh x ¿¿

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir pada batuan*pormeabilitas absolute> fluida yang mengalir melalui media berpori

hanya 1 fassa*permeabilitas efektif > fluida yang mengalir lebih dari satu fasa*permeabilitas realatif> perbandingan antara permeabilitas efektif pada

kondisi tertentu terhadap permeabilitas absoluteGrafik permeabilitas efektif untuk sistem minyak dan air satu Darcy : suatu medium berpori mempunyai permeabilitas sebesar 1

darcy, jika cairan berfasa 1 dg kekentalan 1 cp mengalir dg kecepatan 1 cm/dt melalui penampang seluas 1 cm3 pada gradien hidrolik 1 atm/cm.

Page 28: Teknik Reservoir

Kro

0

Krg

1-SgcSg

Gas – Oil system( Corey equation )

Kro

Swc

Krw

1-SwcSw

Water – Oil system( Pirson equation)

Perpotongan Kro dan Krw bila menunjukkan Sw > 50% maka disebut “Water-wet” bila tidak “Oil wet”

Kro

0

Krg

1-Sgc

Gas – Oil system( Corey equation )

Kro

Swc

Krw

1-Swc

Water – Oil system( Pirson equation)

Perpotongan Kro dan Krw bila menunjukkan Sw > 50% maka disebut “Water-wet” bila tidak “Oil wet”

Pc

0 100%

Gas – Oil system( Corey equation )

Swi

k ( darcy )=Q ( cm3 /sec) . μ (centipoise ) . L (cm)

A (sq .cm ) . (P1−P2) (atm)

satuan dari permeabilitas adalah Darcy, dimana 1 Darcy = 1000 millidarcy (md)

Q= k x A x Δ dμ l

Page 29: Teknik Reservoir

Hubungan porositas dan permebilitas adalah apabila didalam batuan ada permeabilitas pasti ada porositas, namun sebaliknya bila ada permeabiltas belum tentu ada porositas

Cara – cara untuk penentuan permeabilitas :a. Permeameter b. Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran c. Dari kecepatan pemboran d. Berdasarkan tes produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubang (Pwf)Skala permeabilitas :< 5 md= ketat 5 – 10 md = cukup 10 – 100 md = baik 100 – 1000 md = baik sekali\

c) Saturasi (S)Didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang

ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori total pada suatu batuan berpori.

So ,Sg ,Sw= volume pori−pori yang diisiolehminyak ,gas , airvolume pori−poritotal

Hubungan saturasi dengan permeabilitas adalah apabila saturasi oil bertambah maka permeabilitas efektif dan permeabilitas relative minyak akan bertambah pula

Peramaan archie

Sw=√ F x RwRt

F= RoRw

atauF= α

ϕm

Factor yang mempenaruhi nilai saturasi

Ukuran dan distribusi pori batuan (ϕ> , Sw < ) Ketinggian diatas free water level (FWL) Adanya perbedaan tekanan kapiler ( Pc >, Sw < )

D. Wetabilitas

Page 30: Teknik Reservoir

Merupakan kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan 2 fluida yang tidak saling bercampur (imisible). Jika 0-75” water wet,, 75-105” intermediet,,,>105 oil wet atau kecenderungan dari suatu cairan fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan batuan.(kemampuan batuan untuk dijenuhi oleh salah satu fluida). Dlm sistem reservoir digambarkan sbg air dan minyak atau gas yang terletak diantara matrik batuan.

Gambar Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan

Gambar memperlihatkan sistem air-minyak yang kontak dengan benda padat, dengan sudut kontak sebesar . 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 = σ so − σ sw = σ wo cos θ

Dimana :

AT = tegangan adhesi, dyne/cm

so = tegangan permukaan benda padat-minyak, dyne/cm

sw = tegangan permukaan benda padat-air, dyne/cm

wo = tegangan permukaan air-minyak, dyne/cm

= sudut kontak air-minyak

Wetting Phase Dan Non Wetting Phase-Wetting Phase Fluida (yg membasahi permukaan) : Fasa fluida pembasah biasanya

akan dengan mudah membasahi permukaan batuan, akan tetapi karena adanya gaya tarik menarik antara batuan dan fluida, fasa pembasah akan

Page 31: Teknik Reservoir

mengisi ke pori pori yang lebih kecil dahulu dari batuan berpori. Fasa fluida pembasah umumnya sangat sukar bergerak dalam reservoir hidrokarbon. Distribusi Wetting Phase : Funicular dan Pendular Ring

-NonWetting Phase Fluida (yang dibasahi oleh Permukaan) : sukar membasahi permukaan batuan. Dengan adannya gaya repulsive (tolak) antar batuan dan fluida menyebabkan Non – Wetting Phase Fluid umumnya sangat mudah bergerak.

1. Batuan Reservoir Water Wet (Air Mendesak Minyak)

Batuan reservoir umumnya water wet dimana air akan membasahi permukaan batuan.

Imbibisi, Drainage, Hysterisis1. Imbibisi (Water Displacing Oil, membasahi batuan karena sudut kontak < 90 0)

- Imbibisi karena ada pendesakan HC oleh air / aquifer ketika proses produksi, suatu fenomena dimana fasa pembasahnya semakin meningkat.- Imbibisi adalah proses aliran fluida dimana saturasi fasa pembasah (water) meningkat sedangkan saturasi non - wetting phase (oil) menurun. Mobilitas phase pembasah meningkat seiring dengan meningkatnya saturasi fasa pembasah. Contoh : proses pendesakan pada reservoir minyak dimana batuan reservoir sebagai water wet.

4.Drainage (Oil Displacing Water, tidak membasahi)-Drainage karena ada pendesakan air oleh HC pada awal akumulasi HC.

Page 32: Teknik Reservoir

-Drainage adalah proses kebalikan dari imbisisi, dimana saturasi fasa pembasah menurun dan saturasi non wetting phase meningkat

5.Hiysterisis- Pada saat saturasi yang sama terdapat perbedaan tekanan kapiler antara imbibisi dan drainage (Pc drainage lebih besar dari Pc imbibisi)

Kondisi supaya displacement / pendesakan terjadi :-Reservoir harus Water Wet-Kesetimbangan Vertikal- Incompressible-Linear, mendorong dari satu arah

E. Tekanan kapilerPerbedaan tekanan pada dua fasa fluida yang tidak saling menyatu,Tekana kapiler terhadap saturasi J(sw)

Hubungan antara saturasi Fluida dan tekanan KapilerMerupakan fungsi dimensi yang mengkorelasikan tekanan kapiler dengan

parameter reservoir lainnya (permeabilitas, porositas, tegangan antar muka dan sudut kontak

J= Pcσ cos θ √ K∅

. σ=tegangan antarmuka ,N /m

grafik saturasi vs Pc

F. Kompresibilitas batuanMerupakan ukuran perubahan bvolume batuan per satuan perubahan tekanan

Page 33: Teknik Reservoir

Co=−1Vx ( Δ vΔ p )sehingga

– ( ΔvΔ p )TΔ p

Kompresibilatas ada 3 - Kompresibilitas matrix (cm = 0)- Kompresibilitas bulk (cm)- Kompresibilitas formasi (cf)

Nilai cf

Cf=−1Vx ( ϑv pϑ pm )

E. Teknik Reservoir

Reservoir adalah merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon (minyak dan atau gas) dan air di bawah permukaan tanah

1. PERANGKAP RESERVOIRi. Perangkap Struktur :

Perangkap yang terbentuk akibat adanya gejala-gejala tektonik atau struktur, seperti perlipatan dan patahan.

ii. Perangkap Stratigrafi Perangkap yang terbentuk karena perubahan lithologi batuan, dengan kata

lain batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain atau batuan yang karakteristik reservoir menghilang sehingga merupakan penghalang permeabilitas.

iii. Perangkap Kombinasi Perangkap yang terbentuk karena kombinasi antara perangkap struktur dan

perangkap stratigrafi

2. TENAGA PENDORONG RESERVOIR (MEKANISME PENDORONG)i. Solution –gas drive

Mekanisme pendorong yang berasal dari ekspansi larutan gas yang berada dalam minyak dan pendesakan terjadi akibat berkurangnya tekanan

Page 34: Teknik Reservoir

a) Pori-pori yang ditinggalkan oleh air dan minyak kemudian diisi oleh “gas solution” karena adanya penurunan tekanan sewaktu terjadi produksi

b) Tanpa ada water influx ( tidak mempunyai aquifer )c) Penurunan tekanan cepatd) GOR ( R ) meningkat cepat karena terjadinya “secondary gas” sewaktu terjadi

penurunan tekanan dan produksie) Ultimate recovery rendah, RF=Np/N, berkisar 5% - 30%f) Produksi oil bebas airg) Pi turun dengan cepat

ii. Water drive

Jika air berada dibawah zona minyak pada suatu reservoir, dgn tekanan yg dimiliki oleh air ini akan membantu minyak bergerak keatas. Jika minyak dieksploitasi, tekanan direservoir akan dijaga (mainteained) oleh gaya hidrostatik air yang masuk menggantikan minyak yang telah terproduksi. Energi ini dihasilkan oleh air (aquifer) yg berada pada kondisi bertekanan. Pada umumnya reservoir minyak dan gas berasosiasi dengan aquifer. Dgn merembesnya air kereservoir sehingga menjadi suatu tenaga pendorong yg disebut water drive.

Page 35: Teknik Reservoir

a) Tenaga pendorong adalah airb) Penurunan tekanan lambatc) Pori-pori yang ditinggalkan akan ditempati atau diisi oleh aird) Sw meningkat dan juga Water cut meningkat sewaktu terjadi produksie) GOR konstan pada tekanan diatas Pbf) Recover Factor berkisar 35% - 65%g) Dari log dapat diketahui batas air minyak ( OWC )

iii. Gas cap –drive

Energi alamiah minyak ini berasal dari 2 sumber yaitu : ekspansi gas cap dan ekspansi gas yg terlarut kemudian melepaskan diri. Adanya gas cap dalam reservoir antara lain disebabkan oleh adanya pemisahan secara gravitasi dari minyak dan fasa gas bebas dibawah tekanan titik gelembung. Karena tekanan reservoir berada dibawah tekanan titik gelembung maka komponen komponen hidrokarbon ringan akan terbebaskan dari fasa cairnya dan membentuk fasa gas.

Page 36: Teknik Reservoir

a) Pendorong adalah gas capb) Pori-pori yang ditinggalkan oleh minyak akan diisi oleh gas cap dan gas

solution gasc) Penurunan tekanan kecil karena gas akan mudah mengisi pori-pori oil

karena gas lebih mobild) GOR naik cepate) Rf 20% - 60 %f) Produksi air diabaikan / kecil

iv. Segregation drive

Gejala alam yang mempengaruhi fluida formasi yang menyebabkan terjadinya pemisahan akibat perbedaan berat jenis dari fluida reservoir. Gambar menunjukkan pengaruh grafitasi terhadap kelakuan fluida yang mana pada fluida yang mempunyai densitas yang lebih besar akan bermigrasi kebagian bawah struktur reservoir sedangkan fluida yang mempunyai densitas yg lebih kecil akan bermigrasi kebagian atas reservoir. Pada kondisi ini, tudung gasnya terbentuk dari gas yg keluar dari minyak. Hal ini terjadi karena penurunan tekanan reservoir setelah reservoir tsb diproduksikan.

a) Karena adanya gravitasi atau tekanan over burdenb) Penurunan tekanan tajamc) Kenaikan GOR cukup cepatd) Produksi air diabaikane) Rf 20% - 60%

Page 37: Teknik Reservoir

v. Compaksi driveTenaga ini berasal dari beban overburden batuan di atas dan selalu berubah

akibat diproduksikannya fluida (minyak) dari reservoir tersebut. Hal tersebut dapat dilihat pada gambar. yang memperlihatkan pengaruh kompaksi batuan terhadap fluida yang berada didalamnya.

vi. combinasi drive

a) Biasa bisa cobinasi antara water drive dan gas driveb) Penuruna tekanan relative cepatc) WOR meningkatd) Kenaikan GOR tajame) Rf sedang

3. PERKIRAAN CADANGAN RESERVOIR

Page 38: Teknik Reservoir

i. Cadangan (Reserves)Cadangan adalah sejumlah akumulasi minyak yang dapat diproduksikan ke permukaan secara komersial berdasarkan data yang ada.

ii. ReservesAdalah akumulasi hidrokarbon yang dapat diambil secara ekonomis menggunakan teknologi yang ada saat itu.Tugas petroleum engineer menaikkan Proven Reserves. Indonesia mempunyai Reserves Proven 5 miliar, Probable dan Possible 4 miliar. Jumlah totalnya adalah 9 miliar, yang merupakan 0,7 % Reserves dari cadangan dunia. P10, P50, dan P90 dari Simulasi Montecarlo.

iii. Jenis reserves Proven reserves atau cadangan /data terbukti (misalnya data produksi, Material

Balance) adalah lebih besar 90% percaya kemungkinan yang mana kwantitas penemuan cadangan akan sama atau melebihi dari yang diestimasi, disebut juga P10

reserves. Tingkat kepastian dari reserve proven ini sangat tinggi karena perhitungannya pada saat produksi sudah berjalan.

Probable reserves atau data volumetric / data reservoir yang mengandung Hc (misalnya Isopach) adalah lebih besar 50% percaya kemungkinan yang mana kwantitas penemuan akan sama atau melebihi dari jumlah estimasi cadangan proven plus probable. disebut juga P50 reserves.

Possible reserves, adalah lebih besar 10% yang mana kwantitas penemuan akan sama atau melebihi jumlah estimasi cadangan proven + probable + possible, disebut juga P90

reserves. Possible dari data geologi, reservoir yang didapatkan berdasarkan perbandingan dari data data lapangan disekitarnya, tingkat kepastiannya rendah, keberhasilannya 10 %.

iv. cara untuk menghitung Reserves

a) Metode Analogi.Sebagaimana kita ketahui bahwa perhitungan cadangan tergantung pada ketersediaan data yang dimiliki. Dengan menggunakan data-data area, ketebalan dan analogi BAF ( Barel per Acrefoot ) dapat ditentukan cadangan secara cepat dan murah, yaitu .

EUR=Ah×BAF , STB ……………..……………………..… ( 1 )

Page 39: Teknik Reservoir

dimana, BAF=

7758×φ(1−Swi )×RFBoi

, STB /Acft …………...…….. ( 2 )

EUR = Cadangan ( estimated ultimate recovery ), STB

φ = Porositas rata-rata, dalam fraksi

A = Luas area, acres

h = ketebalan rata-rata lapisan formasi, feet

Boi = Formation Volume Factor minyak awal, RB/STB

Swi = Saturasi rata-rata air awal, fraksi

RF = Recovery Factor, fraksi

b) Metode Volumetric.Dengan mengetahui data-data seperti porositas, saturasi, formation volume factor, area, ketebalan, recovery faktor, geometri faktor dan lainnya, maka estimasi cadangan dapat dihitung. Dalam satuan unit lapangan cadangan minyak yang bisa diambil atau diproduksi dari jumlah total cadangan awal dalam tanah ( Estimated Ultimate Recovery, EUR ) dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut ;

EURoil=N×RF=7758×Ahφ (1−Swi )

Boi×RF , (STB )

………………….….. ( 3 )

atau

EURoil=7758×AH φ×( NetGross )×(GF )×( So )×( 1

FVF )×RF , (STB )

dimana7758=43560 ft

2 /acre5 ,614 ft3 /bbl

N =OOIP, Original oil in place ( Cadangan awal minyak ),STB

EUR = Cadangan ( estimated ultimate recovery ), STB

A = Luas area, dalam acre,

h = Ketebalan rata-rata formasi, dalam ft

Page 40: Teknik Reservoir

H = Gross thickness ( ketebalan total formasi, ft )

φ = Porositas rata-rata, dalam fraksi

So = Saturasi minyak, fraksi ( So = 1 – Sw )

Swi = Saturasi awal rata-rata air, dalam fraksi

Boi = Formation Volume Faktor (FVF) minyak awal, dalam Bbl/STB

RF = Recovery Factor, dalam fraksi

c) Metode Decline Curve Merupakan plot dari produksi terhadap waktu (statistik ),. Grafik dari data-data produksi menunjukkan penurunan terhadap waktu, kurva ini kita kenal dengan “ Decline curve “.

Bilamana data-data produksi ada dan mencukupi dari sumur atau lapangan, maka berdasarkan data ini bisa dikembangkan untuk mengindikasi future performance . Penting dan perlu diamati adalah asumsi dalam penggunaan “decline curve” terhadap semua faktor yang mempengaruhi data pola produksi masa lalu yang nantinya akan menjadi pertimbangan dalam estimasi cadangan. Perubahan metode produksi masa lalu ( statistik ) yang disebabkan seperti adanya work over, well treatments, pipeline disruptions, weather dan market condition perlu mendapat perhatian dalam membuat garis lurus ( prorate ) untuk mengektrapolasi kurva produksi untuk memperkirakan atau estimasi cadangan.

Data penurunan produksi ( decline curve ) yang biasanya dibuat atau digunakan adalah :

a) Plot antara Produksi pada kertas log terhadap waktu.b) Plot Produksi terhadap Kumulatif produksi.c) Plot Water cut atau Oil cut pada kertas log terhadap Kumulatif produksi.d) Plot antara Oil-water-contact atau Gas-oil-contact terhadap Kumulatif

produksi.

Page 41: Teknik Reservoir

d) Metode Material Balance Dasar teorinya adalah volume yang diproduksikan sama dengan volume awal ditempat dikurangi volume yang tertinggal, dasar persamaan material balance mengikuti hukum kekekalan massa

N=Np (Bt+(Rp−Rsi)Bg )−(We−WpBw )

Bt−Bti+(m BtiBgi )(Bg−Bgi )

e) Simulasi Reservoar. Metode ini terdiri dari membuat atau memilih model, mengumpulkan dan memasukkan data kedalam suatu model historicy macthing dan peramalan. Untuk melakukannya dibutuhkan pengetahuan dan teknik reservoar dan teknik komputer lanjut serta ketersediaan data yang memadai.

v. Perhitungan OOIP

N=7758⋅A .h⋅φ⋅(1−Sw )

Boivi. Perhitungan OGIP

G=43560⋅Ah⋅φ⋅(1−Sw)

Bgivii. Cadangan minyak awal (IOIP)

N=7758⋅∑Vb⋅φ⋅(1−Sw )

Boiviii.

F. Penilaian Formasi

Analisa Penilaian Formasi (analisa logging)

Secara umum, analisa log dibedakan atas tiga kompenen, berupa Log Lithologi, Log Resistivity dan Log Porosity. Log Lithologi antara lain Gamma Ray (GR) Log dan Spontaneous Potential (SP) Log. Untuk Log Resistivity diantaranya adalah Induction Log, Short Normal Log, Microlog, Lateral Log dan MSFL. Sedangkan untuk Log Porosity terdiri dari Neutron Log dan Sonic Log.

Page 42: Teknik Reservoir

Beberapa analisa jenis log yang umum digunakan antara lain Analisa Spontaneous Potential (SP) Log, Analisa Log Induksi, dan Analisa Log Radioaktif yang terdiri dari Gamma Ray Log, Neutron Log, dan Formation Density Log.

Analisa Sponteneous Potential Log (SP) Log

Untuk mengenal lapisan permeable dan serpih yang non permeable. Log SP merupakan rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaan yang tetap dengan elektroda yang terdapat di dalam lubang bor yang bergerak naik turun, pada sebuah lubang sumur yang terdiri dari lapisan permeable dan non permeable.

Analisa Log Induksi

Log induksi digenakan untuk mendeteksi konduktivitas formasi yang selanjutnya dikonversi dalam satuan resistivity. Pengukuran dengan log induksi banyak menggunakan parameter dan korelasi grafik. Hal ini dimaksudkan untuk memperoleh hasil yang valid sehingga mempermudah analisa

Analisa Log Radioaktif

Gamma Ray Log merupakan rekaman tingkat radioaktivitas alami yang terjadi karena tiga unsur yaitu Uranium (U), Thorium (Th) dan Potasium (K) yang dipancarkan oleh batuan. Pemancaran yang terus menerus terdiri dari semburan pendek tenaga tinggi sinar gamma yang mampu menembus batuan sehingga dapat dideteksi oleh detektor. Jenis log radio aktif :

i. Gamma Ray Log- Untuk membedakan lapisan-lapisa shale dan non shale pada sumur-

sumur open hole atau cased hole dan juga pada kondisi ada lumpur maupun tidak.

- Sebagai pengganti SP Log untuk maksud-maksud pendeteksian lapisan permeable, karena untuk formasi yang tidak terlalu resistif hasil SP Log tidak terlalu akurat

- Untuk mengetahui korelasi batuan dan prosentase kandungan shale pada lapisan permeable

- Mendeteksi mineral-mineral radioaktif- Menentukan kedalaman perforasi yang telah diinjeksi air (water

plugging)

Page 43: Teknik Reservoir

ii. Neutron Log- Untuk menentukan total porosity- Mendeteksi adanya formasi gas setelah dikombinasikan dengan

porosity tool lainnya seperti Density Log)- Penentuan korelasi batuan

iii. Formation Density Log- Untuk mengukur porositas batuan- Mengidentifikasi mineral batuan- Mengevaluasi shally sand dan lithologi yang kompak- Log ini juga dapat digunakan sebagai indikasi adanya gas

Analisa Log Kombinasi

Log kombinasi diaplikasikan untuk semua junis log sebelumnya seperti Log Listrik, Log Induksi dan Log Radioaktif untuk mendapatkan kepastian jenis formasi beserta kandungan formasi tersebut. Kombinasi log yang sering digunakan dua jenis log yaitu Log Listrik dan Log Radioaktif. Log Listrik yang dimaksudkan adalah SP Log dan Log Induksi untuk Short Normal Log. Sedangkan Log Radioaktif yang dimaksud adalah Gamma Ray (GR) Log, Neutron Log dan Formation Density Log (FDL). Dari analisa Log Kombinasi ini dapat ditentukan kandungan HC dari formasi pada interval kedalaman tertentu.

Page 44: Teknik Reservoir

G. Teknik Tekanan TransientH. Simulasi Reservoir

1. TEKNIK PENGEBORANa) Alat Bor dan Produksi

System utama pemborana) Power systemb) Hoisting systemc) Rotating systemd) Circulating systeme) Blow out preventer system

power system merupakan bagian terpenting pada suatu kegiatan pengeboran sebagai penyuplai tenaga untuk semua kegiatan pengeboran. Tenaga ini dihasilka oleh beberapa mesin yang berkekuatan besar baik mesin disel atau mesil penghasil tenaga lainnya

Page 45: Teknik Reservoir

hoisting system

Sistem pengangkatan dalam pemboran memegang peranan yang sangat penting, mengingat bahwa sistem pengangkatan ini adalah sistem yang mendapat beban, baik beban vertikal maupun horizontal.

Beban vertikal yang dialami berasal dari beban menara itu sendiri, beban drill string, casing string, tegangan dari fast line, beban karena tegangan deadline serta beban dari blok-blok. Sedangkan beban horizontal berasal dari tiupan angin yang mana hal ini sangat terasa mempengaruhi beban sistem pengangkatan pada pemboran di lepas pantai (off shore).

Sistem pengangkatan terdiri dari dua sub komponen, yaitu:

1. Struktur penyangga (supporting structure)

Struktur penyangga (rig), adalah suatu kerangka sebagai platform yang berfungsi sebagai penyangga peralatan pemboran. Kerangka ini diletakkan di atas titik bor. Fungsi utamanya untuk trip, serta untuk menahan beban yang terjadi akibat peralatan bor itu sendiri maupun beban dari luar.

Stuktur penyangga terdiri dari :

Substructure,Lantai bor (rig floor), danMenara pemboran (drilling tower).

Untuk menara pemboran, ada dua tipe menara :

Type standart (derrick), danType portable (Mast).

Bagian-bagian menara yang penting, antara lain adalah :

Gine pole, Merupakan tiang berkaki dua atau tiga yang berada di puncak menara, berfungsi untuk memberikan pertolongan pada saat pemasangan crown block. Water table, Lantai di puncak menara yang berfungsi untuk mengetahui

bahwa menara telah berdiri tegak. Cross bracing, Cross bracing berfungsi untuk penguat menara. Tiang menara, Merupakan empat tiang yang berbentuk segi tiga sama kaki,

berfungsi sebagai penahan terhadap semua beban vertikal di bawah menara dan beban horizontal.

SSIISSTTEEMM

Page 46: Teknik Reservoir

Girt, Merupakan sabuk menara, berfungsi mengikat menara Monkey board Platform, Berfungsi sebagai tempat kerja derrickmen pada

saat cabut atau pasang pipa.

Struktur penyangga meliputi :

1. Drilling Tower (derrick) Fungsi utamanya untuk memberikan ruang kerja yang cukup untuk pengangkatan dan penurunan drill collar serta casing string.

2. Substructure Fungsinya untuk menahan beban tekan yang berasal dari peralatan pemboran itu sendiri.

3. Rig Floor Fungsinya untuk menampung peralatan pemboran yang berukuran kecil, tempat berdirinya menara dan sebagai tempat kerja para roughneck.

Salah satu hal yang perlu diperhatikan pada sebuah lantai bor ialah tinggi dari pada lantai bor itu, karena hal tersebut akan berhubungan dengan hal-hal sebagai berikut :

Pengukuran kedalaman sumur pada saat pemboran, dimulai dari lantai bor. Lantai berpengaruh terhadap jenis dan susunan dari BOP (BOP Stack) yang

dipakai. Pengukuran kedalaman sumur pada saat produksi dimulai dari bottom flange.

Jenis jenis rig Cable tool rig

Rig yang digunakan pertamakali dalam sejarah pemboran, dan dapat menembus 5000 ft dan sekarang sudah jarang digunakan

Land rigRig yang digunakan didarat yang berupa truk yang diklengkapi dengan derrick (komponen rig)

Standart RigRig yang dapat dipindah pindahkan dan dapat digunakan untuk kegiatan WO

Portable RigJenis rig yang terpasang pada suatu unit mobil yang bersifat portable

Conventional rigRig yang digunakan untuk pengeboran dalam (6000 -35 000 ft) dan dapat dioperasikan 24 jam /hari

Marine rigRig offsore mempunyai jenis

o Barge rig Rig yang digunakan pada kedalaman 0 – 20 ft

SSIISSTTEEMM

Page 47: Teknik Reservoir

o Jack up rigRig yang dapat diseting tiang atau pilar pilarnya dengan kedalaman tertentu minimal 13 – 25 ft untuk kedalaman maksimal 250 – 350 ft

o Platform rigSebuah platform yang digunakan untuk membuat beberapa sumur

o Drill ship rigDigunakan untuk pengeboran laut dalam dengan menggunakan sebuah kapal

o Semi Submersible rigRig yang dirancang dengan kesetimbangan maksimum yang mampu mengatasi gelombang besar air laut

2. Peralatan pengangkatan (hoisting equipment)

Peralatan pengangkatan yang terdapat pada suatu operasi pemboran terdiri dari drawwork, overhead tools dan drilling line.

1. Drawwork Drawwork merupakan otak dari suatu unit pemboran karena melalui alat ini seorang driller melakukan dan mengatur operasi pemboran. Fungsi utama dari drawwork adalah :

a) Memindahkan tenaga dari prime mover ke rangkaian pipa bor selama pemboran berlangsung.

b) Memindahkan tenaga dari prime mover ke rotary drive, danc) Memindahkan tenaga dari prime mover ke chathead untuk menyambung

atau melepas section rangkaian pipa bor.

Komponen-komponen utama yang terdapat pada drawwork terdiri dari :

Revolving drum, Merupakan suatu drum untuk penggulung kabel bor. Breaking system, Terdiri dari mechanical main break dan auxiliarydraulic atau

electric, berfungsi untuk memperlambat atau menghentikan gerakan kabel bor. Rotary drive, Berfungsi untuk memindahkan tenaga dari drawwork ke rotary table. Catheads, Berfungsi untuk mengangkat atau menarik beban-beban kecil pada rig

floor dan juga berfungsi sebagai pelepas atau penyambung sambungan pipa bor.

Page 48: Teknik Reservoir

2. Overhead Tools Rangkaian overhead tools terdiri dari crown block travelling block, hook, dan elevator.

Crown block, merupakan kumpulan roda yang ditem-patkan pada puncak menara (sebagai blok diam).

Travelling Block, merupakan roda yang digantung di bawah crown block, di atas lantai bor.

Hook, berfungsi untuk menggantung swivel dan rangkaian pipa bor selama operasi pemboran.

Elevator, merupakan klem (penjepit) yang ditempatkan (digantung) pada salah satu sisi travelling block atau hook dengan elevator links, berfungsi untuk menurunkan atau menaikkan pipa dari lubang bor.

3. Drilling Line Drilling line sangat penting dalam operasi pemboran karena berfungsi untuk menahan atau menarik beban yang diderita oleh hook. Drilling line terbuat dari baja dan merupakan kumpulan dari kawat yang kecil, diatur sedemikian rupa sehingga merupakan suatu lilitan.

Lilitan dari kabel pemboran terdiri dari 6 kumpulan dan satu bagian yang disebut core.

Faktor-faktor yang mempengaruhi keawetan kabel :

Kerusakan dari kawat, Rapuhnya lilitan kawat akibat panas, dan Kelelahan.

Beban berat yang diderita drilling cable terjadi pada saat :

Running casing (pemasangan casing), Operasi pemancingan (fishing job), dan Pencabutan dan pemasukan drill string.

Susunan drilling line terdiri dari :

a) Reeved drilling line

SSIISSTTEEMM

PPEENNGGAANNGGKKAATT

Page 49: Teknik Reservoir

merupakan tali yang melewati roda-roda crown block dan roda-roda travelling block.

b) Dead line

merupakan tali tidak bergerak yang ditambatkan pada substructure (tali mati).

c) Dead line anchor

dead line anchor biasanya ditempatkan berlawanan dengan drawwork.

d) Storage or supply real :

storage or supplay real biasanya ditempatkan dekat dengan rig

Rotating system Peralatan putar:

o Meja putar o Master bushingo Kelly bushingo Rotary Slip

Rangkaian drill stringa. swivel sebagai penahan drill string dan bagian statis yang meberikan

drill string berputarb. Kelly rangkaian awal setelah swivelc. Drill pipe (DP) merupakan pipa baja yang digantung dibawah Kelly

dan dipasang pada bagian atas dan tengan drill stemd. Drill colar (DC) pipa baja penyambung berdiding tebal yang terletak

dibagian bawah drill sem diatas bite. Bit merupaka bagian terujung yang diputar dan diberi beban untuk

menghancurkan dan menembus formasiJenis bit

i. Drage bit (fish tall)Diaplikasikan untuk pemboran dangkal dengan gerakan menggerus

ii. Diamond Bit Digunakan untuk formasi keras dan abrasive

iii. Rolling cutter bit Bit yang mempunya kerucut (cone) yang berputar untuk

mnghancurkan batuan

Page 50: Teknik Reservoir

Sirculating system Drilling fluid

Fluida pemboran merupakan suatu campuran cairan dari beberapa komponen yang dapat terdiri dari : air (tawar atau asin), minyak, tanah liat (clay), bahan-bahan kimia, gas, udara, busa maupun detergent. Di lapangan fluida dikenal sebagai "lumpur" (mud). Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting serta sangat menentukan dalam mendukung kesuksesan suatu operasi pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya pemboran sangat tergantung pada kinerja lumpur pemboran.

Fungsi lumpur dalam suatu operasi pemboran antara lain adalah sebagai berikut :

Mengangkat cutting ke permukaan. Mendinginkan dan melumasi bit dan drill string. Memberi dinding lubang bor dengan mud cake. Mengontrol tekanan formasi. Menahan cutting dan material pemberat sirkulasi lumpur dihentikan. Melepaskan pasir dan cutting dipermukaan. Menahan sebagian berat drill pipe dan cutting (bouyancy efect). Mengurangi effek negatif pada formasi. Mendapatkan informasi (mud log, sampel log). Media logging.

Komposisi lumpur - Fasa cair (air / minyak)- Fasa padat (raktif solid & inert )- Additive

Rheologi lumpur viskositas plastic. Resistensi untuk mengalir yang disebabkan friksi mekanik yield point. Bagian dari resistensi untuk mengalir yang disebabkan oleh gaya

tarik menarik antar partikel gel strength. Gaya tarik menarik dari suatu system lumpur yang

membedakannya adalah jika gell strength gaya tarik menariknya static, sementara yield point dinamik.

Sifat – sifat lumpur

Page 51: Teknik Reservoir

Densitas lumpur. Densitas tinggi dapat menyebabkan loss circulation, sedangkan terlalu kecil menyebabkan kick. Sehingga densitas harus disesuaikan dengan kondisi formasi. Additive yang digunakan untuk menaikan densitas adalah barite

Kick. Masuknya fluida formasi kedalam lubang sumur karena Ph < Pf.Tanda – tanda kick :

- Laju penembusan naik tiba-tiba - Volume lumpur naik- Takanan pompa turun seiring penurunan kecepatan pompa- Adanaya gelembung-gelembung gas pada lumpur- Aliran tetap berjalan walau pompa dimatikan- Volume lumpur ditangki naik- Tekanan pompa untuk sirkulasi makin turun dengan bertambahnya

pipa.

Penyebab terjainya kick:

- Berat jenis lumpur tidak memadai- Swab effect- Menembus formasi gas- Tingginya kolom lumpur

Viskositas. Digunakan addiktive bentonite Gell stenght. Kekuatan lumpur untuk menjadi gell yang berfungsi untuk

menahab pipa pemboran pada saat round trip Filtrasi. Fluida yang hilang kedalam batuan atau formasi Filtration loss. Fluida yang hilang kedalam formasi.

Jenis lumpur pengeboran

Penentuan lumpur pemboran yang digunakan dalam suatu operasi pemboran didasarkan pada kondisi bawah permukaan dari formasi yang sedang ditembus. Fluida pemboran yang umum digunakan dalam suatu operasi pemboran dapat digolongkan menjadi tiga jenis, yaitu :

1. Water - based mudWater based mud merupakan jenis lumpur yang paling umum digunakan karena murah, mudah penggunaanya dan membentuk "filter cake" (kerak lumpur) yang

Page 52: Teknik Reservoir

berguna untuk lubang bor dari bahaya gugurnya dinding lubang bor. Pedoman operasional dalam pembuatan water base mud secara umum adalah sebagai berikut :

Surface drilling operasional, digunakan lumpur biasa (natural mud) dengan sedikit additive paling banyak digunakan.

Hard subsurface drilling operations, bila menembus formasi keras (porositas rendah) digunakan lumpur encer.

Soft subsurface drilling operations, bila menembus formasi bertekanan tinggi (porositas tinggi), digunakan lumpur berat.

2. Oil - based mud

Digunakan pada pemboran dalam, hot holes, formasi shale, dan sebagainya. Lumpur ini lebih mahal, tetapi akan mengurangi terjadinya proses pengaratan (korosi) yang dapat mengakibatkan kerusakan fatal pada rangkaian pipa bor.

3. Air or Gas - based mudKeuntungan dari lumpur jenis ini terutama adalah dapat menghasilkan laju pemboran yang lebih besar. Karena digunakan kompressor, kebutuhan peralatan dan ruang lebih sedikit

Tempat persiapan mud

Ditempatkan pada tempat dimulai sistem sirkulasi. Tempat persiapan lumpur pemboran terdiri dari peralatan-peralatan yang diatur untuk memberikan fasilitas persiapan atau "treatment" lumpur bor. Peralatan yang digunakan untuk persiapan pembuatan lumpur pemboran meliputi :

Mud house , merupakan gudang untuk menyimpan additives. Steel mud pits/tank , merupakan bak penampung lumpur di permukaan terbuat

dari baja. Mixing hopper , merupakan peralatan yang digunakan untuk menambah additive ke

dalam lumpur. Chemical mixing barrel , merupakan peralatan untuk menambah bahan-bahan

kimia kedalam lumpur. Bulk Storage bins , merupakan bin yang berukuran besar digunakan untuk

menambah additive dalam jumlah yang banyak. Water tank , merupakan tangki penyimpan air yang digunakan pada tempat

persiapan lumpur. Reserve pit , merupakan kolam yang besar digunakan untuk menampung kelebihan

lumpur.

SSTTEEMM

SSIIR

UULLAASSII

Page 53: Teknik Reservoir

Peralatan sirkulasi

Peralatan sirkulasi merupakan komponen utama dalam sistem sirkulasi. Peralatan ini mengalirkan lumpur pemboran dari peralatan sirkulasi, turun kerangkaian pipa bor dan naik ke anullus serbuk bor kepermukaan menuju conditioning area sebelum kembali ke mud pits untuk sirkulasi kembali. Peralatan sirkulasi terdiri dari beberapa komponen alat, yaitu :

1. Mud pit2. Mud pump3. Pump discange and return lines4. Stand pipe5. Rotary house

Conditioning area

Ditempatkan dekat rig. Area ini terdiri dari peralatan-peralatan khusus yang digunakan untuk "Clean up" (pembersihan) lumpur bor setelah keluar dari lubang bor. Fungsi utama peralatan-peralatan ini adalah untuk membersihkan lumpur bor dari serbuk bor (cutting) dan gas-gas yang terikut.

Metode pokok yang digunakan untuk memisahkan cutting dan gas ada dua macam, yaitu :

1. Menggunakan prinsip gravitasi, dimana lumpur dialirkan melalui shale shaker dan setting tanks, dan

2. Secara mekanik, dimana peralatan-peralatan khusus yang dipasang pada mud pits dapat memisahkan lumpur dan gas.

Peralatan yang digunakan pada conditioning area terdiri dari :

Setting tank , merupakan bak terbuat dari baja digunakan untuk menampung lumpur bor selama conditioning.

Reserve pits , merupakan kolam besar yang digunakan untuk menampung cutting dari dalam lubang bor dan kadang-kadang untuk menampung kelebihan lumpur bor.

Mud - Gas separator , merupakan suatu peralatan yang memisahkan gas yang terlarut dalam lumpur bor dalam jumlah yang besar.

SSIISSTTEEMM

Page 54: Teknik Reservoir

Shale Shaker , merupakan peralatan yang memisahkan cutting yang besar-besar dari lumpur bor.

Degasser , merupakan peralatan yang memisahkan butir-butir pasir dari lumpur bor.

Desilter , merupakan peralatan yang memisahkan partikel-partikel cutting yang berukuran paling halus dari lumpur bor.

BOP (blow out preventer)

Fungsi utama dari sistem pencegahan semburan liar (BOP System) adalah untuk menutup lubang bor ketika terjadi “kick”. Blowout terjadi karena masuknya aliran fluida formasi yang tak terkendalikan ke permukaan. Blowout biasanya diawali dengan adanya “kick” yang merupakan suatu intrusi fluida formasi bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat berkembang menjadi blowout bila tidak segera diatasi.

Rangkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar (BOP System) terdiri dari dua sub komponen utama yaitu Rangkaian BOP Stack, Accumulator dan Sistem Penunjang.

a) Rangkaian BOP Stack.

Rangkaian BOP Stack ditempatkan pada kepala casing atau kepala sumur langsung dibawah rotary table pada lantai bor. Rangkaian BOP Stack terdiri dari peralatan sebagai berikut :

Annular Preventer.Ditempat paling atas dari susunan BOP Stack. Annular preventer berisi rubber packing element yang dapat menutup lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.

Ram Preventer.Ram preventer hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau pada keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang. Jenis ram preventer yang biasanya digunakan antara lain adalah :

i. Pipe ram

SSIISSTTEEMM

Page 55: Teknik Reservoir

Pipe ram digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa borberada pada lubang bor.

ii. Blind or Blank Rams Peralatan tersebut digunakan untuk menutup lubang bor pada waktu rangkaian pipa bor tidak berada pada lubang bor.

iii. Shear Rams Shear rams digunakan untuk memotong drill pipe dan seal sehingga lubang bor kosong ( open hole ), digunakan terutama pada offshore floating rigs.

Drilling Spools.

Drilling spolls adalah terletak diantara preventer. Drilling spools berfungsi sebagai tempat pemasangan choke line ( yang mengsirkulasikan “kick” keluar dari lubang bor ) dan kill line ( yang memompakan lumpur berat ). Ram preventer pada sisa-sisanya mempunyai “cutlets” yang digunakan untuk maksud yang sama.

Casing Head ( Well Head ).

Merupakan alat tambahan pada bagian atas casing yang berfungsi sebagai fondasi BOP Stack.

b) Accumulator

Biasanya ditempatkan pada jarak sekitar 100 meter dari rig. Accumulator bekerja pada BOP stack dengan “high pressure hydraulis” ( saluran hidrolik bertekanan tinggi ). Pada saat terjadi “kick” Crew dapat dengan cepat menutup blowout preventer dengan menghidupkan kontrol pada accumulator atau pada remote panel yang terletak pada lantai bor. Unit accumulator dihidupkan pada keadaan darurat yaitu untuk menutup BOP Stack. Unit ini dapat dihidupkan dari remote panel yang terletak pada lantai bor atau dari accumulator panel pada unit ini terdiri dalam keadaan crew harus meninggalkan lantai bor.

c) Sistem Penunjang (Supporting System)

SSIISSTTEEMM

BB

OO

Page 56: Teknik Reservoir

Peralatan penunjang yang terpasang rangkaian peralatan sistem pencegahan semburan liar (BOP System) meliputi choke manifold dan kill line.

Choke Manifold.

Choke Manifold merupakan suatu kumpulan fitting dengan beberapa outlet yang dikendalikan secara manual dan atau otomatis. Bekerja pada BOP Stack dengan “high presure line” disebut “Choke Line”.

Bila dihidupkan choke manifold membantu menjaga back pressure dalam lubang bor untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi. Lumpur bor dapat dialirkan dari BOP Stack kesejumlah valve ( yang membatasi aliran dan langsung ke reserve pits ), mud-gas separator atau mud conditioning area back pressure dijaga sampai lubang bor dapat dikontrol kembali.

Kill Line.

Kill Line bekerja pada BOP Stack biasanya berlawanan berlangsung dengan choke manifold ( dan choke line ). Lumpur berat dipompakan melalui kill line kedalam lumpur bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi

a) Komponen Utama BOP System

Komponen utama BOP System terdiri dari dua sub komponen, yaitu Rangkaian BOP Stack, Accumulator dan Sistem Penunjang (Supporting system) Fungsi :a) Rangkaian BOP Stack, berfungsi untuk menahantekanan lubang bor saat

terjadi kick, dimana rangkaian tersebut terdiri dari sejumlah valve yang dapat menutup lubang bor bila terjadi kick.

b) Choke manifold, bekerja pada BOP stack dengan high pressure line yang dapat memindahkan aliran lumpur pada saat terjadi "kick".

c) Kill line, disambung berlawanan letaknya dengan choke line sehingga memungkinkan pemompaan lumpur berat ke dalam lubang bor.

b) Rangkaian BOP Stack

Rangkaian BOP Stack terdiri dari Annular Preventer, Pipe ram preventer, Drilling Spool, Blind ram preventer, dan Casing head. Fungsi:

SSIISSTTEEMM

BB

OO

Page 57: Teknik Reservoir

a) Annular preventer, dapat menutup lubang annulus baik lubang dalam keadaan kosong ataupun ada rangkaian pipa bor.

b) Ram preventer, hanya dapat menutup lubang annulus untuk ukuran pipa tertentu, atau dalam keadaan tidak ada pipa bor dalam lubang.

c) Drilling spools, tempat pemasangan choke line dan kill line.d) Casing head, sebagai fondasi BOP Stack.

c) Sistem Penunjang (Supporting System)

Komponen utama dari sistem penunjang adalah Choke manifold, dan Kill line. Fungsi:a) Choke manifold, membantu menjaga back pressure dalam lubang bor

untuk mencegah terjadinya intrusi fluida formasi. b) Kill line, tempat lalunya lumpur berat yang dipompakan ke dalam lubang

bor sampai tekanan hidrostatik lumpur dapat mengimbangi tekanan formasi.

Teknik Pemboran

A. System penyemenan

Penyemenan suatu sumur merupakan salah satu faktor yang tidak kalah pentingnya dalam suatu operasi pemboran. Berhasil atau tidaknya suatu pemboran, salah satu diantaranya adalah tergantung dari berhasil atau tidaknya penyemenan sumur tersebut. Penyemenan sumur secara integral, merupakan salah satu aspek yang sangat penting dalam suatu operasi pemboran, baik sumur minyak maupun gas. Semen ter-sebut digunakan untuk melekatkan rangkaian pipa selubung dan mengisolasi zona produksi serta mengantisipasi adanya berbagai masalah pemboran.

Perencanaan penyemenan meliputi :

Perkiraan kondisi sumur (ukuran, tem-peratur, tekanan, dsb.) Penilaian terhadap sifat lumpur pem-boran Pembuatan suspensi semen (slurry de-sign) Teknik penempatan Pemilihan peralatan, seperti centralizers, scratchers, dan float equipment

Program perencanaan penyemenan secara tepat, merupakan hal pokok yang akan mendukung suksesnya operasi pemboran.

SSIISSTTEEMM

BB

OO

Page 58: Teknik Reservoir

Pada dasarnya operasi penyemenan bertujuan untuk :

1. Melekatkan pipa selubung pada dinding lubang sumur, 2. Melindungi pipa selubung dari masalah-masalah mekanis sewaktu operasi pem-boran

(seperti getaran), 3. Melindungi pipa selubung dari fluida formasi yang bersifat korosi, dan 4. Memisahkan zona yang satu terhadap zona yang lain dibelakang pipa selu-bung.

B. Jenis penyemenan

Berdasarkan alasan dan tujuannya, penyemenan dapat dibagi dua, yaitu primary cementing, dan squeeze cementing.

Primary Cementing

Merupakan penyemenan pertama kali yang dilakukan setelah pipa selubung diturunkan kedalam sumur. Penyemenan antara formasi dengan pipa selubung bertujuan untuk :

1. Melindungi formasi yang akan dibor dari formasi sebelumnya dibelakang pipa selubung yang mungkin bermasalah .

2. Mengisolasi formasi tekanan tinggi dari zona dangkal sebelumnya.3. Melindungi daerah produksi dari water-bearing sands.

Squeeze Cementing

Untuk menyempurnakan dan menutup rongga-rongga yang masih ada setelah primary cementing, dapat dilakukan squeeze cementing. Aplikasi pokok untuk squeeze cementing antara lain adalah :

1. Menyempurnakan primary cementing ataupun untuk perbaikan terhadap hasil penyemenan yang rusak.

2. Mengurangi water-oil ratio, gas-oil ratio dan water-gas ratio3. Menutup kembali zona produksi yang diperforasi apabila pemboran mengalami

kegagalan dalam mendapatkan minyak.4. Memperbaiki kebocoran pada pipa selubung 5. Menghentikan lost circulation yang terjadi pada saat pemboran berlangsung

SSIISSTTEEMM

PPEENN

Page 59: Teknik Reservoir

Pertimbangan yang paling penting dalam operasi squeeze cementing adalah teknik penempatan dan pembuatan suspensi semen yang akan digunakan.

C. Klaifikasi semen1. Kelas A , B , C = untuk kedalaman 0 – 6000 ft2. Kelas D = untuk kedalaman 6000 – 12000 ft3. Kelas E = untuk kedalaman 14000 ft4. Kelas F = untuk kedalaman 10000 – 16000 ft5. Kelas G = untuk kedalaman 6 – 4000 ft

D. Sifat semeno Viskositas o Thickening time. Kemampuan semen menglir sebelum mengeras 100

µc ( µ < 100 uc)

o Filtration loss . F=Ft √ 30to WCR (water cement ratio). = 30 uc atau < 30

E. Kimia yang biasa digunakano Accelerator (cacl2 ) untuk mempercepat pengerasano Reterder (CMC) untuk memperlambat pengerasano Extender (bentonite) untuk menaikan volumeo Weigting agent (barite) untuk menaikan µo Displasment (poly melamine sulfat) untuk menurunkan µo Fluid loss control (polimer)o Fluid lost circulating control (gypsum)

d) Pengolahan dan Transportasi Migas

e) Well Loging

f) Kerja Ulang Sumur

3. TEKNIK PRODUKSIa) Teknik Produksi

Persamaan VOGEL.

SSIISSTTEEMM

PPEENN

Page 60: Teknik Reservoir

Penyelesaian sederhana untuk persoalan aliran 2 phasa telah diusulkan / diberikan oleh Vogel. Dalam penyelesaian persamaan dari Weller, Vogel memberikan persamaan umum untuk menghitung aliran 2 phasa didalam reservoar ( efek saturasi ).

qo

qomax

=1−0,2×( PwfPr )−0,8×( PwfPr )2

………………..……………… (9)

Mencapai hasil persamaan dilakukan dari simulasi komputer untuk beberapa reservoar”Solution-gas drive” dan properties fluida yang berbeda-beda. Gambar A dibawah dapat juga digunakan untuk mencari penyelesaiannya. Solusi atau penyelesaian ini sudah dirasakan sangat baik dan telah digunakan secara luas didalam perkiraan dari kurva IPR, dimana ada dua phasa aliran ( liquid & gas ). Ini menunjukkan kerja sumur yang reasonable untuk “water percentages” lebih dari 50%.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000Grafik Kurva IPR

Rate, Qo ( bopd )

Tek

anan

( p

si )

Pb = 3000 psi

Pwf = 1500 psi

Pr = 4200

Qo @ pwf

= 4733 bopd Qomax = 5733 bopd

Qb = 2400 bopd JPb / 1,8

Aliran 1 phasa( J konstan )

Aliran 2 phasa( Vogel Behavior )

Page 61: Teknik Reservoir

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Grafik Kurva IPR

Producing Rate, (Qo/Qo max ), Fraction of maximum

Bo

tto

m H

ole

We

ll P

res

su

re (

Pw

f/P

r)P

rac

tio

n o

f R

es

erv

oir

Pre

ss

ure

Gambar A grafik IPR untuk “Solution-Gas Drive” Reservoar ( after Vogel )

Persamaan Vogel dapat juga secara langsung digunakan untuk Pwf, sebagai berikut :

Pwf=0 ,125×Pr (−1+√ 81−80×( qoqo(max ))) …………………………………( 10 )

Persamaan Kombinasi untuk Aliran “SATU dan DUA PHASA”.

Berdasarkan gambar B dibawah dan dimulai dengan persamaan Umum Darcy, yaitu :

qo=7 ,08×10−3 Kh

( ln(re /rw )−3/4 ) ∫Pwf

Pr

f ( p) dp

Dengan mengambil kemiringan ( slope) dari J pada Pwf = Pb, maka kita mempunyai persamaan :

J o=1,8 q o(max)

Pb atau qomax (Vogel )=J o Pb

1,8 ………….………………………...( 11 )

Page 62: Teknik Reservoir

Selanjutnya, mengikuti persamaan yang applicable dalam membuat kurva IPR secara lengkap adalah dengan persamaan :

q pada Pb= (J )(Pr−Pb) dan qmax (Vogel )=q padaPb+(J )Pb1,8 …………..( 16 )

dan qo=qb+(qmax−qb)[1−0,2( PwfPb )−0,8( PwfPb )

2] ……………………... ( 17 )

Jika kita tahu J, maka dapat ditentukan rate maksimum, dan dengan mengasumsikan tekanan dapat dibuat hubungan dengan flow rate. J dapat ditentukan dari “ TEST “ pada sumur atau dari persamaan Darcy. Jika Tekanan pada saat Test berada dibawah tekanan Pb maka pertama harus menyelesaikan J dengan persamaan ( Vogel ) dibawah ini :

J o (test )=qsaat test

Pr−Pb+Pb1,8

×[1−0,2(PwfPb )−0,8( PwfPb )2]

………………………. ( 18 )

Persamaan ini dapat dikombinasikan dengan persamaan 16 dan 17. Setelah J didapat maka kurva IPR dapat dibuat ( gambar A dibawah ).J dapat juga ditentukan dari test atau menggunkan hukum Darcy. Jika test tekanan berada diatas Pb selama Pr rata-rata, J dihitung dengan persamaan ( Darcy ):

PI test=J ( test )=qsaat test

P r−Pwf

atau ⃗PI=J =7 ,08×10−3×kh

μ B×( ln( rerw )−34+Skin)

..… ( 19 )dimana k = mD

h = ftμ = cp

Persamaan Aliran satu fasa : ( Persamaan Darcy )

1. Linier , untuk aliran dari p1 ke p2

Page 63: Teknik Reservoir

qo=1 .127 kA (P1−P2 )

μoBo Latau qo=

−1 .127 kA (P2−P1 )μoBoL .……………. (20)

2. Radial

Persamaan aliran menurut hukum Darcy untuk aliran satu-phase ( Single-phase ) ;

qo=7 .08 x10−3 ko h (Pr−Pwfs )

μo Bo ( ln (rerw

)−34+S+a ' q )

…………………….……………. (21)

dimana,

ko = permeabilitas minyak effektif, mD

h = ketebalan effektif, ft

Pr = Tekanan rata-rata reservoar, psia

Pwfs = Tekanan aliran lubang sumur pada tengah perforasi (sand face), psia

qo = aliran minyak (flow rate ), Stb/d

re = radius pengurasan ( drainage ), ft

rw = radius lubang sumur ( wellboree ), ft

S = Total skin

a’q = bentuk aliran turbulen ( bentuk a’q biasanya tidak signifikan untuk aliran sumur dengan permeabilitas rendah dan flow rate rendah )

μo = Viskositas pada tekanan rata-rata, 0.5 ( Pr+Pwfs), cp

Bo = FVF pada tekanan rata-rata.

Bila Skin, efek Turbulensi diabaikan ,maka persamaan diatas menjadi :

Page 64: Teknik Reservoir

qo=7 .08 x10−3 k oh (Pe−Pw )

μo Bo( ln(rerw

)

b) Analisa Nodal

Analisa Sistim Nodal Untuk Sumur Minyak

Analisa sistem nodal merupakan suatu cara pendekatan untuk optimisasi produksi sumur minyak dan gas, dengan cara mengevaluasi secara menyeluruh sistem produksi sumur. Secara lengkap tujuan analisa nodal untuk suatu sumur yang mempunyai indeks produktivitas (IPR) dan system rangkaian tubing di dalam sumur serta pipa salur di permukaan tertentu adalah sebagai berikut:

1. Menentukan laju produksi yang dapat diperoleh secara sembur alam.2. Menentukan kapan sumur mati,3. Menentukan saat yang baik untuk mengubah sumur sembur alam menjadi sumur

sembur buatan.4. Optimisasi laju produksi.5. Memeriksa setiap komponen dalam sistem sumur produksi untuk menentukan adanya

hambatan aliran.

Analisa nodal di suatu sumur dapat dilakukan pada 3 titik nodal yaitu:• Titik nodal di dasar sumur• Titik nodal di kepala sumur• Titik nodal di separator

Page 65: Teknik Reservoir

PRIMARY RECOVERY

SECONDARY RECOVERY

TERTIARY RECOVERY

Natural Flow Artificial Lift

Water Flood

PressureMaintenance

Thermal- Steam- Insitu combustion- Huf & Puf

Chemical Polimer Alkaline etc

Gas Hydrocarbon Miscible CO2 N2 Immisible Gas

Microbial

Conventional Oil Recovery

Enhanced Oil Recovery( EOR )

c) EOR

Tahapan Perolehan Minyak atau Teknik memproduksi Minyak :

f) Konventional ( Primary Recovery ), seperti : - flowing, Artificial lift ( pompa )g) EOR –Secondary dan Tertiary Recovery

SKEMA “OIL RECOVERY METHODS”

4. MANAGEMENT MIGASa) Management Migas

Page 66: Teknik Reservoir

Syarat kelayakan suatu proses migas- NPV 0 karena bila 0 belum ada untung- IRR MARR- B/C 1- POT harus sebelum project

MARR (minimum aktratif rate of return)Tingkat pengembalian minimum yang diinginkan atau nilai ROR ( rate of return) terkecil yang diharapkan oleh investor untuk melakukan investasi

NPV ( Nett Present Value) Nilai absolute coming dari modal yang di investasikan NPV > 0

B/C (Benefit per Cost )Menyatakan manfaat dari setiap uang yang ditambahkan B/C > 1

POT (Pay Out Time)Periode pengembalian atau waktu agar tercapai kumulatif penghasilan bersih sama dengan investasi. Kelemahan POT adalah tidak mempersoalkan keuntungan dari investasi.

FTP (Fisrt Time Petroleum) Penyisihan hasil penjualan migas sebelum dikurangi cost recovery untuk dibagi antara pemerintah dengan operator.

Depresiasi Alokasi biaya secara sistematik dan rasional pada suatu asset dikurangi nilai salvage sepanjang umur penggunaannya. Jenis depresiasi : - Linear - Double kliring balance- Sum of years

Investasi = 0 Penukaran sejumlah uang yang kemungkinan perolehan 100% dengan sejumalah uang yang lebih besar tapi kemungkinan perolehannya dibawah 100%

POD ( Plant Of Development)Rencana kerja untuk mengembangkan lapngan yang dikelola oleh suatu perusahaan yang mencakup study geology.

PSC ( Production Sharing Contak)Skema pengolahan sumber daya migas dengan berpedoman kepada bagi hasil produksi antara pemerintah (pemilik SDM ) dengan investor.

KontraktorPerusahaan yang melakukan kegiatan migas (KPS / K3S)

Cost Recovery

Page 67: Teknik Reservoir

Biaya investasi dan produksi migas yang dikeluarkan kontraktor dan dibayar GOR (Government) dalam mekanisme bagi hasil produksi.

Lifting OilProduksi minyak mentah siap jual yang ditargetkan oleh pemerintah yang sudah dapat diolah, dieksport dan dapat diguanakan sepenuhnya dalam BOPD (Barel Oil Per Day)

Lifting GasProduksi gas dalam MMSCFD

Sector Hilir migasSector yang terdiri dari kegiatan pengolahan, transportasi dan distribusi

Sector HuluTerdiri dari kegiatan pengeboran, produksi dan ekplorasi

SPLITBagi hasil antara GOV dan kontraktor yakni 85% :15% (oil) untuk Gas 65% ; 35%

b)