Mekanisme Pendorong Reservoir

Mekanisme Pendorong Reservoir

       Setiap reservoir minyak pasti memiliki mekanisme pendorong. Mekanisme pendorong reservoir didefinisikan sebagai tenaga yang dimiliki oleh reservoir secara alamiah, sehingga menyebabkan dapat mengalirnya fluida hidrokarbon dari formasi menuju ke lubang sumur dan selanjutnya ke permukaan pada saat produksi berlangsung. Sedangkan besarnya tenaga pendorong ini tergantung dari kondisi P dan T formasi dimana reservoir tersebut berada, dan pelepasan energinya dipengaruhi oleh proses dan sejarah produksi yang dilakukan.

Pada dasarnya ada empat sumber tenaga yang bekerja di reservoir, yaitu :

1.      Tenaga dorong eksternal / tekanan hidrostatik, yang biasanya berupa perembesan air (baik dari bawah maupun samping) dan pengembangan tudung gas.

2.      Tenaga penggerak internal, yang terjadi karena adanya pembebasan gas terlarut dalam cairan.

3.      Tenaga potensial, merupakan tenaga yang berasal dari formasi itu sendiri dan biasanya dipengaruhi oleh adanya gravitasi dan perbedaan kerapatan antara fluida formasi.

4.      Tenaga permukaan fluida, berasal dari gaya-gaya kapiler dalam pori-pori batuan.

Kenyataan yang ada di lapangan menunjukkan bahwa mekanisme pendorong yang ada tidak selalu bekerja sendiri-sendiri, akan tetapi lebih sering dijumpai dalam bentuk kombinasi. Sedangkan jenis-jenis reserevoir berdasarkan mekanisme pendorongnya dibedakan menjadi :

1.      Depletion Drive Reservoir.

2.      Gas Cap Drive Reservoir.

3.      Water Drive Reservoir.

4.      Segregation Drive Reservoir.

5.      Combination Drive Reservoir.

 Depletion Drive Reservoir

            Sering pula disebut solution gas drive reservoir atau internal gas drive reservoir. Sumber energi utama yang mendorong minyak dari reservoir adalah ekspansi gas yang terbebaskan dari dalam larutan minyak selama penurunan tekanan reservoir, seperti ditunjukkan pada Gambar 2.46.

Pada kondisi awal tidak ditunjukkan adanya tudung gas bebas dan tidak ada water drive yang aktif. Kemudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke sumur produksi pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi tersebut. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar lubang bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas.

Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih sangat kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas-gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak, maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan seperti yang terlihat pada Gambar 2.47.

            Sedangkan karakteristik dari depletion drive reservoir ini adalah :

1.      Penurunan tekanan yang cepat.

Karena tidak adanya fluida ekstra atau tudung gas bebas dalam jumlah besar yang akan menempati ruangan pori yang dikosongkan oleh minyak yang terproduksi.

2.      Produksi minyak bebas air.

Karena reservoir terisolir dan dengan tidak adanya water drive maka sangat sedikit atau hampir tidak ada yang ikut terproduksi bersama minyak selama masa produksi reservoir. Meskipun terdapat connate water tetapi hampir-hampir tidak dapat terproduksi. Saturasi air interestial tidak akan terproduksi sampai tercapai harga saturasi minimum.

3.      GOR bertambah dengan cepat pada semua struktur sumur.

Pada awal produksi, karena gas yang dibebaskan minyak masih terperangkap pada sela-sela pori-pori batuan, maka GOR produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan GOR reservoir.

Setelah tekanan reservoir mencapai tekanan di bawah tekanan saturasi, gas akan berkembang dari larutan pada saluran pori-pori diseluruh bagian reservoir. Pada waktu saturasi, gas akan bertambah dan membentuk suatu fasa yang kontinyu sehingga mencapai titik dimana gas dapat mengalir (saturasi keseimbangan). Akibatnya gas bebas ini akan mengalir ke lubang sumur. Gas juga akan bergerak vertikal akibat adanya gaya gravitasi yang pada akhirnya dapat membentuk tudung gas.

Hal ini terus menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah maka GOR akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoirnyapun tinggal sedikit. Dalam hal ini GOR produksi dan GOR reservoir harganya hampir sama.

4.      Ultimate recovery rendah.

Produksi minyak dengan depletion drive biasanya merupakan metode recovery yang paling tidak efisien dengan perolehan pendapatan yang kurang dari 5 % hingga 25 %. Hubungan permeabilitas relatif (Kg/Ko) turut menentukan besarnya perolehan pendapatan dari reservoir jenis ini. Selain itu jika viscositas minyak bertambah, maka ultimate recovery minyak akan berkurang. Dengan demikian untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan residual oil yang cukup besar.

Gas Cap Drive Reservoir

            Reservoir gas cap drive dapat dikenali oleh adanya tudung gas yang relatif besar dengan water drive yang relatif kecil atau bahkan tidak ada, sedangkan reservoir dalam keadaan jenuh. Pada gas cap drive reservoir tenaga pendorongnya berupa pengembangan di dalam gas cap (tudung gas) akibat dari turunnya tekanan di dalam reservoir.

            Makin besar ukuran gas cap, maka efisiensi pendorong makin besar, karena dengan penurunan  tekanan sedikit saja sudah dapat mendorong minyak yang cukup besar. Karakteristik reservoir dengan tenaga pendorong gas cap antara lain :

-          Penurunan tekanan kecil, karena kemampuan dari tudung gas untuk mengembang dengan cepat, maka penurunan tekanan reservoir tidak begitu cepat jika dibandingkan dengan reservoir depletion drive dengan ukuran yang sama.

-          Produksi air kecil.

-          Kenaikan GOR cepat pada sumur-sumur dengan struktur tinggi, selama tudung gas mengembang ke zona minyak.

-          Recovery factor cukup tinggi yaitu berkisar antara 20 % - 40 %.

Water Drive Reservoir

            Mekanisme pendorong jenis water drive reservoir merupakan jenis pendesakan yang paling efisien jika dibandingkan dengan mekanisme pendorong lainnya. Reservoir ini mengalami kontak langsung antara zona minyak dengan formasi air (aquifer) yang besar.

            Proses pendesakan air ini terjadi selama masa produksi berlangsung, dimana air formasi mengalami pengembangan akibat dari penurunan tekanan. Air formasi yang mengalami pengembangan ini akan merembes masuk ke dalam pori-pori batuan dan mendesak minyak keluar dari ruang pori batuan tersebut. Kemudian air formasi tadi mengisi pori-pori batuan yang kosong akibat ditinggalkan oleh minyak. Dengan adanya pendesakan air ini, mungkin akan terjadi penyusutan ukuran pori. Proses pendesakkan air ini dapat pula terjadi apabila aquifer berhubungan dengan sumber air di permukaan atau dilakukan injeksi air.

            Untuk mendapatkan recovery yang besar, maka harus dihindari terjadinya water coning. Sedangkan tekanan reservoir dipengaruhi oleh laju produksi dan laju perembesan air. Ditinjau dari arah gerakan perembesan air dari aquifer, reservoir water drive ini dapat dibedakan menjadi :

a.       Edge water drive, gerakan air disini sejajar dengan bidang perlapisan dan masuk dari arah samping. Zona produktif lebih tebal dari aquifer.

b.      Bottom water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoir minyak adalah vertikal lurus dari bawah ke atas. Tebal lapisan minyak relatif lebih tipis dibandingkan dengan aquifernya. Batas air minyak terletak pada bidang datar atau sedikit menyimpang dari bidang datar.

c.       Bottom and edge water drive, gerakan air dari aquifer ke reservoir merupakan gabungan dari samping dan bawah.

Karakteristik dari kedua mekanisme water drive tersebut adalah sama, hanya berbeda arah gerakannya ke dalam bidang batas antara minyak–air. Reservoir water drive mempunyai karakteristik yang dapat dipakai untuk mencirikan mekanisme pendorongnya, yaitu :

1.      Penurunan tekanan reservoir adalah relatif kecil dan prosesnya bertahap, karena volume air yang masuk ke reservoir sebanding dengan volume minyak yang dikeluarkan.

2.      Adanya air formasi yang ikut terproduksikan.

3.      Water Oil Ratio (WOR), berubah dengan cepat dan membesar secara berlebihan, pada saat sumur menembus zona minyak pada struktur yang rendah.

4.      Gas Oil Ratio (GOR) produksi relatif konstan, hal ini dikarenakan tekanan reservoir tetap besarnya di atas tekanan gelembung (Pb) untuk waktu yang lama sehingga tidak ada gas bebas di dalam reservoir (tidak ada initial gas cap), dan hanya ada gas terlarut yang ikut terproduksi bersama dengan minyaknya.

5.      Harga PI relatif tetap, karena penurunan tekanan relatif kecil selama masa produksi.

6.      Selama masa produksi sering dijumpai tekanan tetap lebih besar dari tekanan gelembung untuk waktu yang lama, sehingga produksi berupa satu fasa minyak.

7.      Biasanya dijumpai pada perangkap struktur.

8.      Recovery oil (minyak yang dapat dikuras) dari reservoir adalah berkisar antara 40 % - 85 %.

Segregation Drive Reservoir

            Sering juga disebut gravity drainage atau gravitational segregation. Mekanisme pendesakan pada reservoir ini terjadi oleh adanya pemisahan atau perbedaan densitas fluida reservoir karena gaya gravitasi. Gravity drainage mempunyai peranan yang penting dalam memproduksi minyak dari suatu reservoir. Sebagai contoh bila kondisinya cocok, maka recovery dari solution gas drive reservoir bisa ditingkatkan dengan adanya gravity drainage ini.

            Ciri khas dari reservoir segregation drive ini, antara lain :

-          Terdapat gas cap, baik besar maupun kecil. Seandainya dalam reservoir itu terdapat tudung gas primer (primary gas cap) maka tudung gas ini akan mengembang sebagai proses gravity drainage tersebut. Reservoir yang tidak mempunyai tudung gas primer segera akan mengadakan pembentukkan tudung gas sekunder (secondary gas cap).

-          Produksi air sangat kecil, karena dianggap tidak berhubungan dengan aquifer.

-          Umumnya terdapat pada perangkap struktur dengan kelerengan curam.

-          Primary recovery lebih besar dibandingakan dengan reservoir depletion drive, tetapi lebih kecil dibandingkan dengan water drive reservoir, yaitu berkisar antara 20 – 40 %. Primary recovery ini tergantung pada ukuran gas cap mula-mula, permeabilitas vertikal, viscositas gas dan derajat kekekalan gasnya sendiri.

-          Sedangkan besarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak, permeabilitas zona produktif dan juga dari kemiringan formasinya sendiri,

-          Penurunan tekanan lebih lama jika dibandingkan dengan depletion drive, karena pengembangan gas akan memberikan tenaga yang cukup lama.

            Sedangkan untuk pemisahan gas dari larutan memerlukan beberapa kondisi yang antara lain :

a.       Penurunan tekanan merata diseluruh zona minyak, sehingga gas yang terbentuk akan dapat bergabung dan bergerak ke atas sebagai aliran yang kontinyu.

b.      Aliran gas ke atas berlangsung dengan gradien tekanan kecil, sehingga sistem fluida tidak terganggu.

c.       Gerakan ke atas dikontrol oleh harga mobilitas terkecil antara minyak dan gas.

Terdapat dua proses pendorongan minyak yang berbeda pada segregation drive reservoir ini, yaitu :

-          Segregation drive tanpa counter flow.

Dimana gas yang keluar dari larutan tidak bergabung dengan gas cap, sehingga akan menambah keefektifan gaya dorong.

Sering dijumpai pada formasi dengan permeabilitas kecil atau rendah, seperti lensa pasir.

Produksi gas hanya dari fasa minyak, hasil dari gas cap tidak terbawa. Tidak terdapat gas coning atau water coning. Saturasi minyak tergantung dari tekanan reservoir.

Bila gas cap cukup besar, GOR akan naik sampai waktu abandonment.

-          Segregation drive dengan counter flow.

Disebut juga dengan gravity drainage. Gas yang dibebaskan dari dalam larutan akan bergabung dengan gas cap bila permeabilitas vertikal memungkinkan. Gas dari gas cap ikut terproduksikan bersama dengan minyak dalam bentuk aliran kontinyu dua fasa.

Gerakan ke atas dikontrol oleh besar kecilnya mobilitas gas dan mobilitas minyak.

            Faktor-faktor kombinasi seperti viscositas rendah, specific gravity rendah, mengalir pada atau sepanjang zona dengan permeablilitas tinggi dengan kemiringan lapisan cukup curam, ini semuanya akan menyebabkan perbesaran dalam pergerakan minyak dalam struktur lapisannya.

            Pada awal dari reservoir ini, GOR dari sumur-sumur yang terletak pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu program penutupan sumur-sumur tersebut.

            Laju penurunan tekanan tergantung pada jumlah gas yang ada. Jika produksi semata-mata hanya gas gravitasi, maka penurunan tekanan dengan berjalannya produksi akan cepat. Hal ini disebabkan karena gas yang terbebaskan dari larutannya, terproduksi pada sumur struktur sehingga tekanan cepat turun. 

            Bila gravity drainage baik atau bila laju produksi dibatasi untuk mendapatkan keuntungan maksimal dari gaya gravity drainage ini maka recovery yang didapat akan tinggi.

Combination Drive Reservoir

            Sebelumnya telah dijelaskan bahwa reservoir minyak dapat dibagi dalam beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. Namun pada umumya di lapangan, energi-energi pendorong ini bekerja bersama-sama dan simultan. Bila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama combination drive reservoir.

            Kombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas cap drive dengan water drive seperti terlihat pada Gambar 2.52. Sedangkan bentuk kombinasi lainnya seperti antara depletion drive - water drive, depletion drive - segregation drive, segregation drive - water drive, atau bahkan terdiri dari tiga mekanisme pendorong seperti depletion-segregation-water drive reservoir.

            Ciri-ciri reservoir combination drive adalah :

-          Penurunan tekanan relatif cepat, perembesan air dan pengembangan gas cap adalah faktor utama yang mengontrol tekanan reservoir.

-          Jika berhubnungan dengan aquifer, perembesan air lambat sehingga produksi air kecil.

-          Jika berhubungan dengan gas cap yang kecil, kenaikkan GOR konstan sesuai dengan pengembangan gas cap tersabut. Akan tetapi jika selama produksi, pengembangan gas cap ditambah gas bebas, GOR justru menurun.

-          Recovery tergantung pada keaktifan masing-masing mekanisme pendorong.

-          Biasanya primary recovery dari combination drive lebih besar dari depletion drive, tetapi lebih kecil dari segregation drive dan water drive. Semakin kecil pengaruh depletion, semakin besar harga recovery-nya.

-          Performance reservoir selama masa produksi mirip dengan reservoir depletion drive.

Gambar 2.53. merupakan salah satu contoh kelakuan dari combination drive, dengan water drive yang lemah dan tidak ada tudung gas pada reservoirnya. GOR yang konstan pada awal produksi dimungkinkan bahwa tekanan reservoir masih di atas tekanan jenuh. Di bawah tekanan jenuh, gas akan bebas sehingga GOR akan naik.

MEKANISME PENDORONG RESERVOIR

(RESERVOIR DRIVE MECHANISM)

Sesudah selesainya tahap komplesi, fluida akan mengalir ke lubang bor. Fase awa dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production). Dalam fase ini energi reservoir mendorong HC dari pori-pori reservoir ke dalam lubang sumur dan naik ke permukaan. Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi empat, yaitu water drive reservoir, dissolved/solution gas drive, gas cap drive dan combination drive.

1.    Water Drive Reservoir

Terjadinya aliran fluida dari reservoir ke permukaan disebabkan tenaga dorong air yang mengisi pori-pori yang ditinggalkan minyak, baik dari bawah samping maupun dari kedua-duanya.

Ciri-ciri :

- Tekanan relatif stabil (tetap tinggi)

- GOR rendah dan konstan

- WOR meningkat kontinyu

- Perilaku : sumur sembur alam sampai air berlebihan

- Perolehan minyak (RF) cukup tinggi (35-60)%

2.    Dissolved/Solution Gas Drive

Tenaga pendorong dari gas yang terlarut dalam minyak kemudian terbebaskan dan mengembang akhirnya mendesak minyak.

Ciri-ciri :

- Tekanan turun cepat dan menerus

- GOR mula-mula rendah kemudian naik cepat kemudian turun.

- Produksi air (Qw) kecil atau diabaikan

- Perilaku : memerlukan pumping pada tahap awal

- RF rendah (5-30) %

3.    Gas Cap Drive

Tenaga dorong dari tudung gas yang ada di atas minyak.

Ciri-ciri :

- Tekanan turun lambat tapi terus.

- GOR meningkat terus

- Qw hampir tidak ada.

- Perilaku : sumur sembur alam tergantung ukuran gas capnya.

- RF (20-40) %

4.    Combination Drive Reservoir

Tenaga dorong merupakan kombinasi dari dua atau lebih .

Fase berikutnya jika produksi mengalami penurunan maka dilakukan metode peningkatan produksi disebut fase produksi sekunder (secondary recovery). Mekanisme pendorong resrvoir ini antara lain : carcondioxide miscible flooding, steam flooding dan chemical flooding. Kemampuan recovery 50-60% dari total cadangan.

KARAKTERISTIK FLUIDA RESERVOIR

KARAKTERISTIK 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.

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.

1. Densitas Minyak

Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat masa suatu substansi dengan volume dari unit tersebut, sehingga densitas minyak (ρo) 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 :

ρoSC      = densitas minyak (14,7 psia; 60 oF)

ρoSCi      = 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 (γo), yang didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air, yang secara matematis, dituliskan :

       (2-43)

dimana :

γo    =  specific gravity minyak

ρo    =  densitas minyak, lb/cuft

ρw    =  densitas air, lb/cuft

Industri perminyakan seringkali menyatakan specific gravity minyak dalam satuan oAPI, yang dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut :

oAPI =         (2-44)

    Hubungan antara temperatur dapat dilihat pada Gambar 1.1 berikut ini:

2. Viskositas Minyak

Viskositas  minyak (μo) 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 1.2

Gambar1.2

Hubungan Viskositas terhadap Tekanan 2)

Gambar 1.2 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 :

μ    =  viskositas, gr/(cm.sec)

F    =  shear stress

A    =  luas bidang paralel terhadap aliran, cm2

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

3. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume minyak dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain sebagai perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 °F). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb.

Perhitungan Bo secara empiris (Standing) dinyatakan dengan persamaan :

Bo = 0.972 +  (0.000147 . F 1.175)         (2-46)

        (2-47)

dimana :

Rs    =     kelarutan gas dalam minyak, scf/stb

γo    =     specific gravity minyak, lb/cuft

γg    =     specific gravity gas, lb/cuft

T    =     temperatur, oF.

Perubahan Bo terhadap tekanan untuk minyak mentah jenuh ditunjukkan oleh Gambar 1.3 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 1.3

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 1.4

Perbedaan antara Flash Liberation

Dengan Differential Liberation 2)

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.

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.

6. Interfacial Tension

Interfacial tension merupakan tegangan molekul yang tidak setimbang antar dua fasa, sehingga dua fluida tersebut tidak dapat saling menyatu. Seperti tegangan molekul minya yang menempel/ melekat pada batuan pori di reservoir.

2. Sifat Fisik Gas

Sifat fisik gas yang akan dibahas antara lain adalah densitas, saturasi, faktor volume formasi serta kompresibilitas gas.

1. Densitas Gas

Densitas atau berat jenis gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan gas tersebut dengan rapatan suatu gas standar. Kedua rapatan diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Biasanya yang digunakan sebagai gas standar adalah udara kering. Secara  matematis  berat jenis gas dirumuskan sebagai berikut :

         (2-50)

Definisi matematis dari rapatan gas (ρg) 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. 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 :

μg    =    viscositas gas campuran pada tekanan atmosfer

μgi    =    viscositas gas murni

Yi    =    fraksi mpl gas murni

Mi    =    berat molekul gas murni

3. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas pada kondisi standar (60 °F, 14,7 psia). Pada faktor volume formasi ini berlaku hukum Boyle - Gay Lussac.

Bila satu standar cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan Pr dan temperatur Tr, maka rumus - rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :

         (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)

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

PROPERTIES OF BLACK OIL CORELATION

Korelasi merupakan penggabungan nilai dari parameter-parameter sifat fisik fluida reservoir yang dinyatakan dalam beberapa metode yang terakum.

1. Korelasi Bubble Point

contoh soal :

   

1. Korelasi Standing

Jawab :

2. Korelasi Lasater

3. Korelasi Vaquez-Beggs

4. Korelasi Glaso

5. Korelasi Al Marhoun

6. Korelasi Petrosky

7. Korelasi Dokla-Osman

8. Korelasi Obomanu

9. Korelasi Farshad

10. Korelasi Kartoadmojo-Schmidt

Dari setiap metode yang telah dilakukan dapat di rangkum untuk menentukan korelasi (hasil yang mendekati) dalam tabel berikut ini:

Metoda	Pb (psia)
Standing	3391,9
Vazques-Beggs	3739,3
Glaso	3850,38
Al-Marhoun	3783
Dokla Osman	3307
Obomanu	2690,1
Kartoatmodjo-schmidt	2259
Lasater	3340,9
Farshad	2956,6
Petrosky-Farshad	3930,8

2. Korelasi Kelarutan Gas dalam Minyak

1. Korelasi Lasater API < 15

3. Korelasi Faktor Formasi Volume Oil (Bo)

1. Korelasi Standing

2. Korelasi Vazquez-beggs

3. Korelasi Glaso

4. Korelasi Al-Marhoun

5. Korelasi Dokla Osman

6. Korelasi Obomanu

7. Korelasi Farshad

8. Korelasi Kartoadmodjo-Schmidt

9. Korelasi Abdul Madjeed

Dari setiap metode yang telah dilakukan dapat di rangkum untuk menentukan korelasi (hasil yang mendekati) dalam tabel berikut ini

Metoda	Bo (rb/STB)
Standing	1,42
Vazques-Beggs	1,367
Glaso	1,388
Al-Marhoun	1,272
Dokla Osman	1,381
Obomanu	1,239
Kartoatmodjo-schmidt	1,437
Abdul Majeed	1,408
Farshad	1,400

4. Korelasi Compresibilitas

1. Korelasi Vazquees-beggs

2. Korelasi Petrosky-Farshad

3. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt

Dari setiap metode yang telah dilakukan dapat di rangkum untuk menentukan korelasi (hasil yang mendekati) dalam tabel berikut ini:

Metoda	Co (psi-1)
Petrosky-Farshad	1,45739 × 10-5
Vazques-Beggs	1,05218 × 10-5
Kartoatmodjo-schmidt	9,15437 × 10-5

5. Korelasi Viskositas

6. Korelasi Interfacial Tension

Gambar 1.3

Gambar 1.4