BAB I

KARAKTERISTIK BATUAN RESERVOIR

Karakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga tidak

dapat dikontrol. Batuan formasi mempunyai sifat-sifat atau karakteristik yang secara

umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat mekanik batuan.

Sifat-sifat fisik batuan meliputi : porositas, saturasi, permeabilitas serta

kompressibilitas, sedangkan sifat-sifat mekanik batuan meliputi : strength (kekuatan)

batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas, elastisitas dan tekanan batuan.

1. KOMPOSISI KIMIA BATUAN RESERVOIR

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral

dibentuk dari beberapa ikatan komposisi kimia. Banyak sedikitnya suatu komposisi

kimia akan membentuk suatu jenis mineral tertentu dan akan menentukan macam

batuan.

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir,

batuan karbonat dan shale atau kadang-kadang vulkanik.

1.1. BATUPASIR

Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu :

Orthoquarzites, Graywacke dan arkose.

a. Orthoquarzites, merupakan jenis batuan sedimen yang terbentuk dari proses

yang menghasilkan unsure silica yang tinggi, dengan tidak mengalami

metamorfosa dan pemadatan, terutama terdiri atas mineral kwarsa (quartz)

dan mineral lainnya yang stabil. Material pengikatnya (semen) terutama terdiri

atas carbonate dan silica.

b. Graywacke, merupakan jenis batupasir yang tersusun dari unsur-unsur mineral

yang berbutir besar, terutama kwarsa dan feldspar serta fragmen-fragmen

batuan. Material pengikatnya adalah clay dan carbonate.

c. Arkose, merupakan jenis batupasir yang biasanya tersusun dari quartz

sebagai mineral yang dominan, meskipun seringkali mineral arkose feldspar

jumlahnya lebih banyak dari quartz.

1.2. BATUAN KARBONAT

Terdiri atas limestone, dolomite.

a. Limestone, adalah kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80%

calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh

calcite.

b. Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang

mengandung unsure karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia dolomite

hampir mirip dengan limestone, kecuali unsure MgO merupakan unsur yang

penting dan jumlahnya cukup besar.

1.3. BATUAN SHALE

Pada umumnya unsur penyusun shale ini terdiri dari lebih kurang 58% silicon

dioxide (SiO2), 15% aluminium oxide (Al2O3), 6% iron oxide (FeO) dan Fe2O3, 2%

magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K2O), 1%

sodium oxide (Na2O) dan 5% air (H2O). sisanya adalah metal oxide dan anion.

2. SIFAT FISIK BATUAN RESERVOIR

1. POROSITAS

Porositas (Φ) merupakan perbandingan antara ruang kosong (pori-pori) dalam

batuan dengan volume total batuan yang diekspresikan di dalam persen.

%100xVb

Vp atau

%100xVb

VgVb

dimana : Vp = volume ruang pori-pori batuan

Vb = volume batuan total (bulk volume)

Vg = volume padatan batuan total (grain volume)

Φ = porositas batuan

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua :

a. Porositas absolute, yang merupakan persen volume pori-pori total terhadap

volume batuan total.

%100xantotalvalumebatu

totalvolumepori

b. Porositas efektif, yang merupakan persen volume pori-pori yang saling

berhubungan terhadap volume batuan total.

%100xantotalvolumebatu

unganyangberhubvolumepori

Selain itu, menurut terjadinya, porositas dapat diklasifikasikan menjadi dua,

yaitu :

a. Porositas primer, merupakan porositas yang terbentuk pada waktu batuan

sediment diendapkan.

b. Porositas sekunder, merupakan porositas batuan yang terbentuk sesudah batuan

sediment terendapkan.

2. WETTABILITAS

Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kecenderungan dari adanya fluida lain

yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan dengan benda

padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi permukaan benda padat

tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam system minyak-air, benda

padat, gaya adhesi AT yang menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

wowoswsoAT cos.

dimana ;

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

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

σwo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

wo = sudut kontak minyak-air.

Suatu cairan yang dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya

positif ( < 90o), yang berarti batuan bersifat water wet, sedangkan bila air tidak

membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negative ( > 90o), berarti batuan

bersifat oil wet.

Pada umumnya, reservoir bersifat water wet, sehingga air cenderung untuk melekat

pada permukaan batuan, sedangkan minyak akan terletak diantara fasa air.

3. TEKANAN KAPILER

Tekanan kapiler (pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada

antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas)

sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka.

Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida “non

wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw) atau :

PwPnwPc

Di reservoir biasanya air sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa),

sedangkan minyak dan gas sebagai non-wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan

macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan :

hgr

Pc ..cos.2

dimana :

Pc = tekanan kapiler

σ = tegangan permukaan antara

dua fluida

cos = sudut kontak permukaan

antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

Δρ = perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = tinggi kolom

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir minyak

maupun gas, yaitu :

Mengontrol distribusi saturasi di dalam reservoir

Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau

mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertical.

4. SATURASI

Saturasi fluida didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori

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

batuan berpori. Saturasi dapat dinyatakan dalam persamaan dibawah ini :

a. Saturasi minyak (So) adalah :

poritotalvolumepori

yakisiolehporiyangdivolumeporiSo

min

b. Saturasi air (Sg) adalah :

poritotalvolumepori

isiolehairporiyangdivolumeporiSw

c. Saturasi gas (Sg) adalah :

poritotalvolumepori

isigasporiyangdivolumeporiSg

Jika pori-pori diisi oleh gas-minyak-air, maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1

Jika diisi oleh minyak dan air saja, maka :

So + Sw = 1

5. PERMEABILITAS

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan

kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Teori tersebut

dikembangkan oleh Henry Darcy. Darcy mengungkapkan bahwa kecepatan alir

melewati suatu media yang porous berbanding lurus dengan penurunan tekanan per

unit panjang, dan berbanding terbalik terhadap viskositas fluida yang mengalir.

Persamaan permeabilitas :

PTP2

dL

dPkV

Dimana :

V = kecepatan aliran, cm/sec

μ = viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL= penurunan tekanan per unit panjang, atm/cm

k = permeabilitas, darcy

6. KOMPRESSIBILITAS

Menurut Geertsma, terdapat tiga macam kompressibilitas pada batuan yaitu :

a. Kompressibilitas matriks batuan, yaitu fraksional perubahan volume dari material

padatan batuan (grain) terhadap satuan perubahan tekanan.

b. Kompressibilitas batuan keseluruhan, yaitu fraksional perubahan volume dari

volume batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

c. Kompressibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksional perubahan volume pori-pori

batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam

tekanan, yaitu ;

Internal stress yang berasal dari desakan fluida yang terkandung di dalam

pori-pori batuan (tekanan hidrostatik fluida formasi)

External stress yang berasal dari pembebanan batuan yang ada di atasnya

(tekanan overburden)

PTP2

BAB II

KARAKTERISTIK FLUIDA RESERVOIR

Fluida reservoir berupa hidrokarbon yang memiliki sifat-sifat fisik yaitu :

viscositas, faktor volume formasi, densitas dan compresibilitas.

Sifat fisik ini sangat dipengaruhi oleh perubahan tekanan dan temperatur

reservoirnya. Kegunaan mengetahui sifat-sifat hidrokarbon antara lain untuk

memperkirakan cadangan akumulasi hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak

atau gas dan sebagainya.

1 Sifat Fisik Minyak

Dengan mengetahui sifat-sifat fisik minyak kita dapat memperkirakan dan

merencanakan pemboran, penyelesaian sumur, produksi serta sistem pengiriman

yang efisien dan aman.

1.1. Densitas Minyak.

Berat jenis minyak atau oil density didefinisikan sebagai perbandingan berat

minyak terhadap volume minyak. Densitas minyak dinyatakan dengan spesific

gravity. Hubungan berat jenis minyak dengan spesific gravity didasarkan pada berat

jenis air, dengan Persamaan :

BJair

yakBJSGMinyak

min ………………………………………………………… (1-1)

Didalam dunia perminyakan, spesific gravity minyak sering dinyatakan dalam satuan

oAPI (American Petroleum Instute). Hubungan SG minyak dengan oAPI dapat

dirumuskan sebagai berikut :

5,1315,141

SGAPIo

………………………………………………………………… (1-2)

Harga-harga oAPI untuk beberapa jenis minyak :

- minyak ringan, ≥ 30 oAPI

- minyak sedang, berkisar 20 - 30 oAPI

- minyak berat, berkisar 10 - 20 oAPI

1.2. Viscositas Minyak

Viscositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah

gas yang terlarut dalam minyak tersebut. Hubungan antara viscositas minyak (μo)

terhadap tekanan dapat dijelaskan sebagai berikut:

PTP2

Bila tekanan mula-mula di atas tekanan gelembung, maka penurunan tekanan

akan menyebabkan viscositas minyak berkurang, karena pengembangan volume

minyak, berarti gas yang terkandung di dalam minyak cukup besar. Kemudian bila

tekanan diturunkan sampai tekanan gelembung, maka penurunan tekanan di

bawah tekanan gelembung (Pb) akan menaikkan viscositas minyaknya, karena

pada keadaan ini mulai dibebaskan sejumlah gas dari larutan minyak.

1.3. Kelarutan Gas Dalam Minyak (Rs)

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas

yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standart 14.7 psia dan 60 oF, ketika

minyak dan gas masih berada dalam tekanan dan temperatur reservoir.

Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak antara lain :

a. Tekanan reservoir

Bila temperatur dianggap tetap maka Rs akan naik bila tekanannya naik, kecuali

jika tekanan gelembung (Pb) telah terlewati.

b, Temperatur reservoir

Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik.

c. Komposisi gas

Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat

jenis gas.

d. Komposisi minyak

Pada temperatur dan tekanan tertentu Rs akan naik dengan turunnya berat jenis

minyak atau naiknya oAPI minyak.

Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh cara bagaimana gas

dibebaskan dari larutan hidrokarbon.

1.4. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada

kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas

yang terlarut. Atau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk

gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi

standard (14,7 psia, 60OF). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Istilah faktor

penyusutan atau shrinkage factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga

faktor volume formasi minyak ( Bo).

PTP2

1.5. Kompresibilitas Minyak

Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak

akibat adanya perubahan tekanan. Untuk kompressibilitas minyak yang berada diatas

tekanan gelembung dapat dinyatakan dengan :

dP

dV

VCo .

1 ………………………………….…………………………. (1-3)

Kompressibilitas minyak jenuh jelas lebih tinggi dibandingkan dengan minyak

tak jenuh, karena adanya penurunan tekanan sebagai akibat keluarnya gas dari

minyak volume total minyak sisa akan berkurang.

Kompressibilitas minyak dibawah titik gelembung akan membesar bila

dibandingkan dengan ketika berada diatas titik gelembung, hal ini dapat dijelaskan

karena turunnya tekanan, gas akan membebaskan diri dari larutan. Volume minyak

yang tertinggal akan berkurang dengan turunnya tekanan akibatnya volume fluida

hidrokarbon total yang terdiri dari minyak dan gas alam lambat laun terjadi lebih

banyak seiring dengan turunnya tekanan dan ini menyebabkan kompressibilitas

sistem menjadi lebih tinggi dibandingkan dengan kompressibilitas cairan minyaknya

sendiri.

PTP2

BAB III

SIFAT FISIK GAS

1. SPECIFIC GRAVITY GAS

Adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap

berat molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama.

Ada dua hukum tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi/difusi dari

Graham dan hukum Avogadro.

Hukum efusi/difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas

pada temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan

akar kuadrat massa jenisnya. Adapun persamaannya adalah :

1

2

2

1

d

d

v

v ………………………………………………….. (1-1)

Dimana :

v = kecepatan efusi/difusi gas

d = densitas gas.

Hukum Avogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan

volume tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat

molekulnya, atau secara matematis dinyatakan sebagai berikut :

2

1

2

1

M

M

d

d …………………………………………………. (1-2)

Dimana :

M = berat molekul gas

A. FAKTOR DEVIASI GAS

Suatu gas ideal adalah fluida yang :

1. Memiliki volume dari molekul relatif dapat diabaikan dibandingkan

dengan volume dari fluida secara menyeluruh.

2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul

atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu

berada.

3. Semua tumbukan dari molekul elastis murni, yang berarti tidak ada

kehilangan energi dalam akibat tubrukan tadi.

PTP2

Dasar untuk menggambarkan suatu gas ideal adalah hukum gas,

antara lain hukum Boyle, hukum Charles dan hukum Avogadro. Dari

gabungan antara ke tiga hukum tersebut, didapat persamaan

kesetimbangan :

TRnVP ... ..................................................................... (1-3)

Dimana :

P = Tekanan, psia

V = Volume, cuft

T = Temperatur, oR

n = Jumlah mol gas

R = Konstanta, 10.732 psia cuft/lb-mol oR

Faktor deviasi gas adalah perbandingan antara volume gas pada

keadaan tekanan dan temperatur sebenarnya dibagi dengan volume

gas pada keadaan ideal/standar.

Sehingga persamaan kesetimbangan :

TRnZVP .... ………………………………………………. (1-4)

Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan,

temperatur atau komposisi gas. Katz dan Standing telah menghasilkan

grafik korelasi :

Z = f (Ppr, Tpr) ................................................. (1-5)

Dimana :

Ppr = P/Ppc

Tpr = T/Tpc

Tpc = Σ yi. Tci,

Ppc = Σyi. Pci.

Dimana :

yi = fraksi mol komponen i

Tci = temperatur kritis komponen ke I, oR

Pci = tekanan kritis komponen ke I, psia

2. FAKTOR VOLUME FORMASI GAS (Bg)

Faktor volume formasi gas (Bg) didefinisikan sebagai perbandingan

volume gas dalam kondisi reservoir dengan volume gas dalam kondisi

permukaan. Adapun persamaannya penentuan factor volume formasi

gas (Bg) dengan asumsi menggunakan Tsc = 520 oR dan Psc = 14.7

psia serta Zsc = 1, maka persamaan faktor volume formasi gas (Bg)

adalah :

scfbblPTZBg

atau

scfftPTZBg

/......./..00504.0

/......./..0283.0 3

…………………………………... (1-6)

3. KOMPRESSIBILITAS GAS (Cg)

Kompressibilitas isothermal dari gas diukur dari perubahan volume

per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan.

Adapun persamaan kompressibilitas gas adalah :

- Gas ideal : PPnRTnRTPC /1)/(/ 2 ……………………. (1-7)

- Gas nyata : )/(/1/1 PZZPC .............................. (1-8)

4. VISKOSITAS GAS (µg)

Viskositas adalah gesekan dalam fluida (resistance) untuk

mengalir. Jika gesekan antara lapisan fluida kecil (low viscosity), gaya

shearing yang ada akan mengakibatkan gradien kecepatan besar

sehingga mengakibatkan fluida untuk bergerak. Jika viskositas

bertambah maka masing-masing lapisan fluida mempunyai gaya gesek

yang besar pada persinggungan lapisan, sehingga kecepatan akan

menurun.

Viskositas dari fluida didefinisikan sebagai perbandingan shear

force per unit luas dengan gradien kecepatan. Viskositas dinyatakan

dengan Centipoise (cp).

Viscositas dari suatu gas campuran tergantung pada tekanan,

temperatur dan komposisi. Carr-Kobayashi-Burrows membuat

persamaan yaitu :

),(1/

),(),(1

TprPprf

TfTMf…………………………………………. (1-9)

Dimana :

µ1 = viskositas pada tekanan 1 atm

µ = viskositas pada tekanan > 1 atm.

5. DENSITAS GAS (ρg)

Densitas gas (ρg) didefinisikan sebagai massa gas per satuan

volume. Dari definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan

untuk menghitung densitas gas pada berbagai P dan T tertentu, yaitu:

RT

PM

V

mg ………………………………………….. (1-10)

dimana :

m = berat gas, lb

V = volume gas, cuft

M = berat molekul gas, lb/lb mole

P = tekanan reservoir, psia

T = temperatur, oR

R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR

BAB IV

PANAS BUMI (GEOTHERMAL)

1. Latar Belakang

Dengan semakin naiknya harga bahan baker minyak dan sumber energi yang

lain, maka orang mulai berusaha untuk mencari sumber energi pengganti, dan hal ini

jatuh pada energi panas bumi yang saat ini mulai dikembangkan diberbagai Negara

di dunia.

Pada tahun 1918 di Larderello Italia dihasilkan uap alam yang bias

dimanfaatkan untuk menggerakkan tenaga listrik. Hal ini memberikan rangsangan

buat negara lainnya untuk mencoba memanfatkan sumber tenaga baru ini. Hal ini

juga terjadi di Indonesia yang berhasil melakukan pemboran di Kamojang pada tahun

1926 dan berhasil menyemburkan uap panas dari salah satu sumurnya (KMJ-3)

sampai sekarang.

Negara-negara yang saat ini telah berhasil memanfaatkan panasbumi adalah :

Amerika Serikat, Italia, Selandia Baru, Jepang, Philipina, Iceland dan Indonesia.

Sumber panas bumi umumnya terdapat disekitar jalur gunung api karena

magma merupakan sumber panasnya.

2. Tingkat Polusi

Dibanding dengan sumber energi bahan bakar maka sumber tenaga panas

bumi relatif tidak terlalu menyebabkan pencemaran lingkungan lingkungan (non

pollution).

Lapangan geothermal umumnya berhubungan erat dengan aktifitas gunung

berapi. Dari kemanfaatan panas bumi dipermukaan seperti : fumarola, solfatara,

lumpur panas dan mata air dikeluarkan “non coudensable gasses” seperti CO2, NH3,

N2, H2, SO2 dan CH4. Gas-gas tersebut diatas apabila terdapat didalam

jumlah/konsentrasi yang tinggi bisa membahayakan bagi manusia atau kehidupan

disekelilingnya.

Bagi siapa yang pernah mengunjungi lapangan geothermal akan mencium bau

seperti telor busuk, bau tersebut berasal dari gas H2S. Gas tersebut beracun. Dalam

konsentrasi rendah menyakitkan mata (pedih) dan dalam konsentrasi tinggi bisa

menyebabkan kematian (konsentrasi rendah bau, konsentrasi tinggi tidak).

3. Problema

Yang menjadikan masalah didalam pemanfaatan tenaga panasbumi antara

lain :

a. Re-injeksi fluida kedalam tanah.

b. Kebisingan

c. Emisi gas

d. Penurunan Tekanan (subsudence)

e. Kehidupan sosial

f. Efek terhadap iklim

g. Efek terhadap sumur yang lain

h. Keselamatan dari “Blow out”

i. Seisme

j. Efek korosi dari gas

4. Teknik Eksplorasi

Didalam melakukan eksplorasi panasbumi pekerjaan dibagi atas beberapa

tahap antara lain :

a. Inventarisasi

b. Survey pendahuluan

c. Pemetaan geologi

d. Penelitian geofisika

e. Pemboran dangkal

f. Pemboran dalam (eksplorasi)

5. Sumber Energi Panas Bumi

Sumber panas bumi berasal dari kegiatan gunung berapi dan intrusi

(terobosan) magma. Dapur magma merupakan sumber energi panasbumi.

Disamping proses pengangkatan dan perombakan kemudian mengakibatkan jalur-

jalur gunung api aktif maupun yang telah padam membentuk pegunungan menjadi

daerah penagkap air hujan/air kedalam tanah relatif lebih besar dari daerah

sekitarnya.

Susunan batuan jalur gunug api adalah hasil erupsi gunung api dan

merupakan perselang-selingan antara batuan piroklastik dan aliran lava yang

membentuk susunan batuan tudung kedap air (impermeable) dan batuan porous-

permeable. Bagian jalur gunung api dengan sumber panas relatif dangkal,

terbentuklah daerah panas bumi yang dicirikan oleh kenampakan air panas,

fumarola, dan lain-lain.

Pembentukan sumber panas bumi, dikontrol oleh proses-proses geologi yang

telah dan sedang berlangsung sepanjang jalur vulkanisme, terobosan-terobosan

magma serta pensesaran-pensesaran.

Di indonesia merupakan daerah vulkanik yang terbetuk pada zaman kwarter/ ±

4 – 5 juta tahun lalu.

Cara terjadinya uap panas bumi dapat dikategorikan seperti berikut :

1. Sumber panas yang berasal dari pluton granit tidak dapat diperkirakan persis

letaknya, tetapi hasil analisa mendapatkan bahwa letaknya tidak terlalu dalam.

Juga sumber panas tidak menampakkan gejala-gejala di atas permukaan

bumi.

2. Suhu panas terbentuk batuan magmatik, kemudian keluar menembus

permukaan bumi. Batuan magmatik dipermukaan akan membentuk gunung

api tidak aktif atau berbentuk suatu gunung api aktif di masa lampau.

3. Pembentukan uap panas erat hubungannya dengan kegiatan gunung api atau

kegunung apian.

6. Sumber energi panas bumi terdiri dari :

a. Panas bumi sistim uap kering (dry steam)

b. Panas bumi sistim uap basah (wet steam)

c. Panas bumi sistim air panas (hot water)

d. Panas bumi sistim batuan kering panas (hot dry rock)

Energi panas bumi yang dapat dipergunakan harus mempunyai sifat-sifat

sebagai berikut :

1. Mempunyai suhu yang tinggi (minimum 150oC di bawah tanah)

2. Tekanan uap cukup besar (minimum 3 atm)

3. Volume uap cukup banyak (10 ton per jam = 1000 KW listrik)

4. Tidak terlalu dalam (maksimum 3000 m)

5. Uapnya tidak menyebabkan karat (pH lebih dari 6).

Gambar : Sumur Produksi Panas bumi Kamojang

Gambar : Maket Plan Tenaga Listrik dengan menggunakan sumber energi panas

Gambar : Kunjungan Lapangan Mahasiswa Akamigas Balongan

Di Lapangan Panas Bumi Kamojang

Gambar : Kondisi Lapangan Panas Bumi Kamojang 1

Gambar : Kondisi Lapangan Panas Bumi Kamojang 2

BAB V

KONDISI RESERVOIR

Kondisi reservoir terdiri dari tekanan dan temperatur reservoir, kedua besaran

ini merupakan besaran yang sangat berpengaruh terhadap batuan reservoir maupun

fluida yang dikandungnya (air, minyak dan gas).

1. Tekanan Reservoir

Konsep tekanan adalah gaya persatuan luas yang diterapkan oleh suatu

fluida, hal ini adalah konsep mekanik dari tekanan. Tekanan itu disebabkan oleh

benturan diantara berbagai molekul fluida pada dinding tersebut disetiap detik.

Tekanan merupakan sumber energi yang menyebabkan fluida dapat bergerak.

Sumber energi atau tekanan tersebut pada prinsipnya berasal dari :

a. Tekanan hidrostatik

Yaitu tekanan yang disebabkan adanya gaya kapiler yang besarnya

dipengaruhi oleh tegangan permukaan dan sifat-sifat kebasahan batuan oleh fluida

(terutama air) yang mengisi pori-pori batuan di atasnya.

hPh ..052.0

atau

hPh .10

dimana :

ρ = densitas fluida (ppg atau gr/cc)

Ph = tekanan hidrostatik (psi atau ksc)

h = tinggi kolom fluida (ft atau meter)

Pada prinsipnya tekanan reservoir bervariasi terhadap kedalaman. Hubungan

tekanan hidrostatik dengan kedalaman ini disebut dengan gradient tekanan. Gradient

tekanan hidrostatik untuk air murni adalah 0.433 psi/ft, sedangkan untuk air asin

adalah 0.465 psi/ft. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap sebagai tekanan

abnormal.

b. Tekanan Overburden

Tekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi karena beban

(berat) batuan di atasnya yang berada di atas suatu kedalaman tertentu tiap satuan

luas. Gradient tekanan overburden adalah 1 psi/ft.

luasarea

nberatcairaialberatmaterPob

Gradient tekanan overburden adalah menyatakan tekanan overburden dari

tiap kedalaman :

D

PobGob

dimana :

Gob = gradient tekanan overburden, psi/ft

Pob = tekanan overburden, psi

D = kedalaman, ft

Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali

diketemukan. Tekanan dasar sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan aliran

(flowing) sumur. Kemudian jika sumur tersebut ditutup maka selang waktu tertentu

akan didapat tekanan statik sumur.

Gambar : Normal Pressure Profile

Gambar : Subnormal Pressure

Gambar : Vertical Diplacement dari Suatu Reservoir

2. Temperatur Reservoir

Dalam kenyataannya temperatur reservoir akan bertambah terhadap

kedalaman, yang mana sering disebut sebagai gradient geothermis yang dipengaruhi

oleh jauh dekatnya dari pusat magma. Gradient geothermis yang tertinggi adalah

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

Besarnya gradient geothermis dari suatu daerah dapat dicari dengan persamaan :

ormasikedalamanf

dartTsTformasiGeothermisGradien

tan.

Hubungan antara temperature versus kedalaman merupakan fungsi linier, yang

secara matematis dinyatakan :

DGfTaTd

dimana :

Td = temperature reservoir pada kedalaman D ft, oF

Ta = temperature rata-rata di permukaan, oF

G = gradient temperature, oF/100 ft

D = kedalaman, ft

Pengukuran temperature formasi dilakukan setelah komplesi sumur, dengan

melakukan drill steam test. Temperatur formasi ini dapat dianggap konstan, kecuali

bila dilakukan proses stimulasi, Karena adanya proses pemanasan.

Gambar : Kondisi Temperatur Reservoir

BAB VI.

MEKANISME PENDORONG RESERVOIR

(RESERVOIR DRIVE MECHANISM)

Terjadinya gerakan arau aliran minyak/gas kedalam lubang bor disebabkan

karena adanya tenaga dorong dari dalam reservoir. Hal tersebut mungkin disebabkan

oleh satu atau kombinasi dari beberapa macam jenis tenaga pendorong yang ada.

Fase awal dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production).

Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi empat : Dissolved/Solution Gas Drive, Gas

Cap Drive, Water Drive dan Combination Drive.

1. Solution/Dissolved Gas Drive

Solution/Dissolved Gas Drive dapat terjadi bila hidrokarbon yang berwujud

cairan ketika dalam reservoir berubah menjadi gas sewaktu di produksi. Gas yang

terbentuk ini akan mendorong minyak kedalam lubang bor. Pada mekanisme ini

tekanan reservoir akan turun drastis, sehingga pompa ataupun alat pembantu lainnya

harus digunakan pada tahap awal produksi. Minyak yang dapat diambil dari reservoir

(oil recovery) dengan mekanisme ini adalah 5 – 30%.

2. Gas-Cap Drive

Gas-Cap drive terjadi bila terdapat gas cap diatas minyak dalam reservoir.

Penurunan tekanan menyebabkan berkembangnya gas cap yang mendorong minyak

kedalam lubang bor. Penampilan reservoir dalam gas-cap drivehampir sama dengan

pada dissolved-gas drive, hanya turunnya tekanan tidak drastis karena adanya gas

cap yang menghasilkan sejumlah energi. Oil recovery 20-40%.

3. Water Drive

Air dalam reservoir biasanya berada dibawah tekanan fluida yang sebanding

dengan kedalaman dibawah permukaan tanah. Makin dalam letak air itu, makin tinggi

tekanannya. Water drive terjadi bila terdapat air dalam jumlah banyak pada reservoir

yang dapat mendorong minyak kedalam lubang sumur. Air langsung akan mengisi

ruang yang ditinggalkan minyak. Tekanan dalam reservoir akan tetap tinggi selama

penggantian minyak dengan air terjadi dalam jumlah yang sama. Oil recovery dapat

mencapai 50%.

4. Combination Drive

Combination drive adalah mekanisme pendorong yang mempunyai satu atau

lebih untuk mendorong fluida minyak ke lubang bor, antara lain Gas-cap drive dengan

water drive.

JENIS MEKANISME PENDORONG RESERVOIR

TERHADAP KARAKTERISTIKNYA

Gambar : Combination Drive

Solution/Dissolved

Gas Drive Gas-Cap Drive Water Drive

Tekanan Reservoir Turun cepat dan

menerus

Turun lambat dan

menerus Tetap tinggi

Gas Oil Ratio Naik dan kemudian

turun

Naik menerus

pada sumur-sumur

yang up-dip

Tetap rendah

Produksi air None None Naik menerus

Tingkah-laku

sumur

Memerlukan pumping

pada tahap awal

Umur sembur

alam tergantung

pada ukuran gas

cap

Sembur alam

sampai kadar air

berlebihan

Recovery yang

dapat diharapkan,

% OOIP

5 - 30 20 – 40 35 - 60

Gambar : Kondisi Bawah Permukaan (Reservoir)

Gambar : Proses Migrasi dari Minyak dan Gas pada Suatu Reservoir

0

20

40

60

80

100

120

140

Pre

ssu

re, G

OR

, P

I

Cumulative Production

Typical Performance Solution/Dissolved Gas Drive

GOR

PI

PR

BAB VII

METODA SEMBUR ALAM

Metoda produksi adalah suatu cara untuk mengangkat hidrokarbon dari

reservoir ke permukaan. Pada prinsipnya metode produksi di klasifikasikan menjadi

dua, yaitu metode sembur alam (natural flow) dan metode pengangkatan buatan

(artificial lift), yang meliputi : metode gas lift, pompa sucker rod, esp dan pompa reda.

Adapun dasar pemilihan metode produksi dipengaruhi oleh faktor-faktor antara

lain : keadaan reservoir, keadaan lubang bor (kedalaman dan kemiringan lubang

bor), diameter casing, komplesi sumur, kondisi permukaan, problem operasi produksi

dan besar producivity indeks.

Pada metoda produksi sembur alam, untuk memproduksikan minyak dilakukan

dengan memanfaatkan energi alamiah reservoir dan tanpa menggunakan peralatan

pembantu untuk mengangkat minyak dari dalam reservoir sampai ke permukaan.

Pada saat reservoir di produksi secara sembur alam, diusahakan selama mungkin

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90P

ressu

re, P

I, G

OR

Cumulative Production

Typical Performance Water Drive

Pressure

PI

GOR

0

20

40

60

80

100

120

140

Pre

ssu

re, G

OR

Cumulative Production

Typical Performance Gas Cap Drive

Pressure

GOR

agar cadangan dapat diambil secara maksimal. Usaha yang harus dilakukan untuk

mencapai maksud tersebut adalah dengan menganalisa performance sumurnya yang

hasilnya berguna untuk menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai.

Metoda produksi artificial lift digunakan apabila tekanan reservoir sudah tidfak

mampu lagi untuk mendorong fluida ke permukaan sehingga diperlukan suatu tenaga

tambahan yang dapat mendorong fluida.

Dari data-data penilaian formasi yang diperoleh dapat diketahui sifat-sifat fisik

fluida dan batuan reservoir, kondisi reservoir dan jenis reservoir. Data ini sangat

penting dalam pemilihan metoda produksi artificial lift, karena metoda ini masing-

masing mempunyai kelebihan dan kekurangan.

1.1. Metoda Produksi Sembur Alam

Pada prinsipnya metoda produksi sembur alam adalah metoda produksi yang

memanfaatkan perbedaan tekanan yang ada antara tekanan reservoir dengan

tekanan lubang sumur. Sehingga secara alamiah adanya perbedaan tekanan ini akan

mengalirkan fluida ke permukaan. Agar recovery yang didapat optimum maka perlu

dilakukan analisa performance sumurnya yaitu inflow performance, vertical lift

performance dan bean performance.

A. Prinsip Sumur Sembur Alam

Ada tiga prinsip yang akan diuraikan antara lain : inflow performance, vertical

lift performance dan bean performance.

A.1. Inflow Performance

Inflow performance adalah aliran air, minyak dan gas dari formasi menuju ke dalam

sumur (dasar sumur), yang dipengaruhi oleh productivity indeksnya atau lebih umum

disebut inflow performance relationship (IPR).

Kalau IPR merupak grafik linier, maka PI merupakan angka yang akan menentukan

potential formasi yang bersangkutan. Adapun persamaannya adalah:

PwfPs

qPI

Dimana :

PI = productivity indeks

q = laju produksi, bbl/d

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi

Ps = tekanan statik reservoir, psi

A.2. Vertikal Lift

Merupakan studi mengenai kehilangan tekanan (pressure loss) sepanjang pipa

vertikal yang disebabkan oleh adanya gesekan antara dinding pipa dengan fluida

yang mengalir.

Gradien tekanan yang terjadi pada pipa vertikal secara umum dapat dinyatakan

persamaan berikut :

accdL

dPf

dL

dPel

dL

dP

dL

dF

A.3. Bean Performance

Merupakan studi mengenai pressure loss yang terjadi pada aliran fluida reservoir

pada saat melalui suatu pipa yang diameternya diperkecil pada suatu tempat saja,

kemudian fluida akan mengalir kembali melalui pipa dengan diameter semula.

Pemilihan ukuran bean/choke di lapangan dimaksudkan agar tekanan down-stream

di dalam flow line yang disebabkan oleh tekanan separator tidak berpengaruh

terhadap tekanan kepala sumur (THP) dan kelakuan produksi sumur. Tekanan

kepala sumur atau tubing sedikitnya dua kali lebih besar dari tekanan flow line.

1.2. Peralatan Produksi Sumur Sembur Alam

Terdiri dari dua komponen peralatan, yaitu peralatan di permukaan dan

peralatan di bawah permukaan.

1.2.1. Peralatan Di Permukaan

Terdiri dari :

a. Wellhead, adalah suatu peralatan yang digunakan untuk mengontrol kebocoran

sumur dipermukaan. Wellhead tersusun dari dua rangkaian didalamnya, yaitu

casing head dan tubing head. Casing head berfungsi sebagai tempat

menggantungkan rangkaian casing dan mencegah terjadinya kebocoran. Pada

casing head juga terdapat gas outlet yang berfungsi untuk meredusir gas yang

mungkin terkumpul diantara rangkaian casing. Tubing head merupakan bagian

dari wellhead yang diperlukan untuk menyokong rangkaian tubing yang berada

dibawahnya dan untuk menutup ruangan yang terdapat diantara casing dan

tubing, sehingga aliran fluida dapat keluar hanya melalui tubing.

b. Christmas-tree, adalah kumpulan dari valve-valve dan fitting-fitting yang

dipasang di atas tubing head, dimana peralatan ini terbuat dari bahan besi

baja yang berkualitas tinggi, sehingga dapat menahan tekanan tinggi dari

sumur, juga dapat menahan reaksi dari air formasi yang bersifat korosif yang

bersama-sama mengalir dengan minyak atau dapat menahan pengikisan pasir

yang terbawa ke permukaan.

c. Berdasarkan sayapnya, christmas-tree dibagi menjadi dua macam, yaitu :

- bercabang satu (single wing atau single arm)

- bercabang dua (double wing atau double arm)

Berdasarkan komponennya, christmas-tree terdiri dari :

- Manometer pengukur tekanan, adalah peralatan yang digunakan untuk

mengukur tekanan pada casing (Pc) dan tekanan tubing (Pt).

- Master gate (master valve), adalah jenis valve yang digunakan untuk menutup

sumur jika diperlukan. Untuk sumur-sumur yang bertekanan tinggi, disamping

master gate, dipasang pula suatu valve lain yang letaknya dibawah master

gate.

- Choke, berfungsi untuk menahan sebagian aliran dari sumur sedemikian rupa

sehingga produksi minyak dan gas pada suatu sumur dapat diatur sesuai

dengan yang diinginkan.

1.2.2. Peralatan Di bawah Permukaan

Terdiri dari :

a. Tubing, merupakan pipa vertikal di dalam sumur yang berfungsi untuk

mengalirkan fluida reservoir dari dasar sumur ke permukaan.

b. Packer, berfungsi untuk menyekat annulus antara casing dan tubing serta

memberikan draw-down yang lebih besar.

c. Nipple, merupakan alat yang berfungsi untuk menempatkan alat-alat kontrol

aliran di dalam tubing.

d. Sliding sleeve door, digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon dari

beberapa zona produktif dengan single tubing string.

e. Blast Joint, merupakan sambungan pada tubing yang memiliki dinding yang

tebal, dipasang tepat didepan formasi produktif yang berfungsi untuk menahan

semburan aliran fluida formasi.

f. Flow Coupling, merupakan alat yang berfungsi untuk menahan turbulensi

fluida akibat adanya kontrol aliran yang dipasang pada nipple.

BAB VIII.

METODA PENGANGKATAN POMPA BUATAN

(ARTIFICIAL LIFT)

Pada saat sumur sudah mencapai tahap penyelesaian dan akan mulai

berproduksi, awalnya tenaga yang digunakan untuk mengangkat fluida dari dasar

sumur ke permukaan adalah menggunakan sembur alam (natural flowing). Sembur

alam yaitu memanfaatkan energi yang terkandung didalam reservoir untuk

mengangkat fluida ke permukaan.

Tekanan reservoir dan gas formasi yang tersedia harus memiliki energi yang

cukup untuk mengangkat fluida dari dasar sumur ke permukaan dan dapat mengatasi

kehilangan tekanan selama proses aliran sampai ke permukaan. Semakin lama

tekanan atau energi tersebut akan semakin berkurang dan suatu saat energi tersebut

tidak mampu lagi mengangkat fluida. Kondisi tersebut akan berakibat terhadap

penurunan laju produksi dan bahkan akan mengakibatkan sumur tersebut berhenti

berproduksi atau mati. Apabila tekanan reservoir terlalu rendah atau laju produksi

yang dikehendaki lebih besar dari energi reservoir tersebut, maka harus digunakan

metode pengangkatan buatan (artificial lift system).

Terdapat dua metode dasar pengangkatan buatan (artificial lift ) yang sering

digunakan yaitu pengangkatan buatan dengan menggunakan sistem pompa dan

sistem gas lift. Dalam penggunaan artificial lift dengan sistem gas lift maka harus

tersedia gas dengan jumlah yang cukup dan mempunyai tekanan yang tinggi untuk

dapat mengangkat fluida dari dasar sumur sampai ke permukaan.

2.1. Pemilihan Metode Artificial Lift

Pemilihan metode artificial lift dilakukan dengan membandingkan kelebihan dan

kekurangan masing-masing metode pengangkatan buatan yang sesuai dengan

kondisi sumur dan reservoir. Diharapkan dengan memilih metode yang sesuai

dengan kondisi lapangan ini proses produksi dapat berjalan dengan efektif dan

mencapai laju produksi yang optimum.

Pemilihan sistem pengangkatan buatan tergantung pada banyak faktor, selain

pemasangan dan operasi. Faktor-faktor tersebut antara lain adalah :

1. Produktivitas Sumur

Jenis pengangkatan buatan yang sesuai dengan besarnya laju produksi adalah :

Produktivitas sumur yang lebih besar dari 10.000 STB / hari dapat

menggunakan pompa ESP dan gas lift.

Produktivitas sumur antara 2.000 – 10.000 STB / hari dapat menggunakan

pompa ESP, gas lift dan pompa hidrolik.

Untuk sumur yang mempunyai produksi antara 100 – 2.000 STB / hari dapat

menggunakan semua jenis metode artificial lift .

Untuk sumur yang berproduksi lebih kecil dari 100 STB / hari dapat

menggunakan semua jenis metode kecuali pompa ESP.

2. Tekanan Reservoir

Tekanan reservoir sebanding dengan tinggi kolom cairan dalam tubing. Jenis

metode yang sesuai untuk tinggi kolom cairan yang lebih besar dari 1/3

kedalaman adalah gas lift (kontinyu), pompa angguk, pompa hidrolik dan ESP.

Sedangkan untuk tinggi kolom cairan yang lebih kecil dari 1/3 kedalaman dapat

menggunakan pompa angguk, pompa hidrolik, ESP, dan gas lift (intermittent ).

3. Kedalaman

Kedalaman sumur menunjukkan temperatur dasar sumur serta energi yang

diperlukan untuk pengangkatan buatan. Adapun penggunaan jenis pengangkatan

buatan berdasarkan kedalaman sumur adalah :

Kedalaman sumur yang lebih dari 12.000 ft hanya dapat menggunakan pompa

hidrolik.

Kedalaman sumur antara 10.000 – 12.000 ft dapat menggunakan pompa

angguk, pompa hidrolik, dan gas lift.

Kedalaman sumur dibawah 8.000 ft dapat menggunakan semua jenis

pengangkatan buatan.

4. Kemiringan Sumur

Untuk sumur dengan kemiringan yang besar, pompa angguk tidak dapat

digunakan. Penggunaan gas lift sangat sesuai karena tidak banyak peralatan

yang dipakai di dalam sumur.

5. Viskositas Cairan

Untuk cairan yang berviskositas tinggi jenis metode gas lift atau pompa hidrolik

sangat sesuai digunakan.

6. Problema Sumur

Problema sumur seperti pasir, parafin, GOR tinggi, korosi, scale dan sebagainya

mempengaruhi pemilihan jenis metode artificial lift. Penggunaan metode yang

sesuai dengan problema suatu sumur adalah :

Pompa angguk baik digunakan pada sumur yang mempunyai problema korosi

dan scale , sedangkan sumur dengan problema parafin tidak dapat

menggunakan pompa angguk.

Penggunaan pompa hidrolik baik digunakan pada sumur dengan problema

parafin dan korosi.

Pompa ESP baik digunakan pada sumur dengan problema parafin dan tidak

dapat digunakan pada sumur yang mempunyai permasalahan scale.

Gas lift sangat cocok digunakan pada sumur dengan problema pasir dan GOR

yang tinggi. Gas lift tidak dapat digunakan pada sumur dengan problema

parafin.

7. Biaya yang meliputi :

Modal awal. Biaya operasional bulanan. Daya tahan peralatan.

Jumlah sumur yang akan diproduksi dengan artificial lift.

Perkiraan waktu sumur berproduksi.

8. Fleksibilitas Mengubah Laju Produksi.

Pada gas lift dan pompa angguk mengubah laju produksi dapat dengan mudah

dilakukan. Pompa hidrolik dan pompa jet sangat sulit untuk mengubah laju

produksi, sedangkan ESP tidak dapat mengubah laju produksi.

Perubahan laju produksi disebabkan oleh :

Penurunan produktivitas sumur sebagai akibat turunnya tekanan statik.

Peningkatan produksi sumur sebagai akibat metode secondary recovery.

Kesalahan data uji produksi atau korelasi aliran multi fasa.

Perubahan laju produksi sebagai akibat produksi pasir, water coning.

#GAS LIFT#

Proses gas lift dilakukan dengan menginjeksikan gas yang mempunyai tekanan

yang relatif tinggi kedalam kolom fluida untuk meringankan dan menurunkan gradien

tekanan dari fluida sehingga fluida tersebut dapat terangkat ke permukaan dengan

ekspansi dari gas. Secara umum mekanisme pengangkatan fluida reservoir ke

permukaan oleh gas yang diinjeksikan ke dalam sumur melalui proses sebagai

berikut :

a. Menurunkan densitas fluida sehingga akan menaikkan perbedaan tekanan antara

reservoir dengan lubang sumur.

b. Ekspansi dari gas yang diinjeksikan akan mendorong fluida ke atas.

c. Displacement fluida oleh gelembung-gelembung gas akan mengakibatkan aksi

atau

gerakan seperti piston pada sebuah pompa.

Pemilihan artificial lift jenis gas lift ini harus disesuaikan dengan kondisi reservoir-nya,

yaitu :

a. Laju produksi yang relatif tinggi.

b. Produktivitas sumur tinggi.

c. Tekanan alir dasar sumur relatif tinggi.

d. Solution gas dalam cairan tinggi.

Pemahaman mengenai prinsip-prinsip dasar mengenai sistem gas lift harus

terlebih dahulu diketahui sebelum dilakukan evaluasi pada sumur gas lift. Penurunan

tekanan yang terjadi pada semua bagian sistem produksi harus dianalisa untuk

menentukan efeknya pada laju produksi dan volume gas injeksi yang diinginkan pada

sumur gas lift. Secara garis besar terjadinya aliran pada suatu sumur terdiri dari tiga

sistem dasar yaitu reservoir system, vertical system, dan horizontal system.

Penurunan tekanan yang terjadi pada masing-masing sistem tersebut dianalisa

untuk menentukan laju produksi secara optimum pada sumur yang menggunakan

gas lift. Besarnya penurunan tekanan alir dasar sumur tergantung pada dua

parameter yaitu banyaknya gas yang diinjeksikan dan kedalaman titik injeksi.

Gambar : Gas Lift

#ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP)#

ESP adalah pompa yang mempunyai banyak tingkat (stage) dimana setiap

tingkat mempunyai impeller, yaitu bagian yang berputar dan fungsinya memberikan

kecepatan terhadap cairan yang dipompakan.

Pompa ESP dibuat atas dasar pompa sentrifugal bertingkat banyak dimana

keseluruhan dari pompa dan motornya ditenggelamkan kedalam cairan. Pompa ini

digerakkan dengan motor listrik dibawah permukaan melalui suatu poros motor

(shaft) yang memutar pompa, dan akan memutar sudu-sudu (impeller) pompa.

Perputaran sudu-sudu itu menimbulkan gaya sentrifugal yang digunakan untuk

mendorong fluida ke permukaan. Adapun fungsi dari ESP adalah :

Mempermudah penanggulangan scale.

Mampu memompa cairan dalam jumlah yang besar.

Lebih mudah dioprasikan dan biaya operasi rendah.

Gambar : ESP

#SUCKER ROD PUMP#

Pompa angguk adalah jenis artificial lift system yang menggunakan pompa

jenis penghisap di dalam sumur yang dihubungkan keatas lengan batang logam

(rod), hampir semua sumur-sumur tua dibantu oleh pompa angguk dan di tempatkan

tepat di depan perforasi atau diatas lubang sumur.

Pompa angguk tidak mudah rusak dan mudah diperbaiki, tidak cocok pada

operasi lepas pantai (off shore) karena kebanyakan sumur-sumur lepas pantai

berprofil miring.

Gambar : Sucker Rod Pump

BAB IX

DASAR KOMPLESI SUMUR

(BASIC OF WELL COMPLETION)

Komplesi sumur (well completion) adalah tahapan operasi pemboran

setelah mencapai target, yaitu formasi produktif. Setelah pemboran mencapai target,

maka sumur perlu dipersiapkan untuk dikomplesi. Tujuan sumur dikomplesi adalah

untuk memproduksikan fluida hidrokarbon ke permukaan.

Adapun tahapan dari komplesi sumur meliputi :

a. Tahap pemasangan serta penyemenan production casing

b. Tahap perforasi serta pemasangan pipa liner

c. Tahap penimbaan (swabbing)

Metode well completion didasarkan pada beberapa faktor, yaitu :

1. Down-hole completion atau formation completion, yaitu membuat hubungan antar

formasi produktif dengan tiga metoda, yaitu :

Open-hole completion

Cased-hole completion atau perforated completion

Sand exclussion completion

2. Tubing completion (komplesi pipa produksi) yaitu merencanakan pemasangan

atau pemilihan pipa produksi (tubing) yaitu meliputi metoda natural flow dan

artificial lift

3. Well-head completion yaitu meliputi komplesi X-mastree, casing head dan tubing

head.

1. METODE WELL COMPLETION

1.1. Open-hole completion

Pada metoda ini, pipa selubung produksi hanya dipasang hingga di atas zona

produktif (zona produktif terbuka). Metoda komplesi ini diterapkan jika formasi

produktif kompak.

Metoda ini memiliki keuntungan, yaitu :

didapatkan lubang sumur secara maksimum

mencegah formation damage

kerusakan/skin akibat perforasi dapat dikurangi

mudah dipasang screen, liner, gravel packing

mudah diperdalam apabila diperlukan

dapat diubah menjadi liner completion atau perforated completion

Kerugian dari metoda ini adalah :

sulit menempatkan casing produksi di atas zona produktif

sukarnya pengontrolan bila produksi air atau gas berlebihan

1.2. Perforated completion

Pada tipe komplesi ini, casing produksi disemen hingga zona produktif,

kemudian dilakukan perforasi. Komplesi ini sangat umum dipakai, terutama apabila

formasi perlu penahanan atau pada formasi yang kurang kompak.

Keuntungan dari metoda ini adalah :

produksi air atau gas yang berlebihan mudah dikontrol

stimulasi mudah dilakukan

mudah dilakukan penyesuaian untuk konfigurasi multiple completion jika

diperlukan

sumur dapat diperdalam

memungkinkan pengontrolan pasir

Kerugian dari metoda ini adalah :

diperlukan biaya untuk perforasi

kerusakan (damage) akibat perforasi

1.3. Sand exclusion types

Akibat terlepasnya pasir dari formasi dan terproduksi bersama fluida, dapat

menyebabkan abrasi pada alat-alat produksi dan kerugian lainnya, maka untuk

mengatasi adanya kepasiran diperlukan cara pencegahan, yaitu :

a. Slotted/screen liner, yaitu dengan menempatkan slot atau screen didepan formasi

b. Gravel packing, yaitu dengan menempatkan gravel diantara screen liner.

Gambar : Screen Liner

2. PERFORASI

Perforasi adalah pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga

terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi

dapat mengalir ke dalam sumur.

2.1. Perforator

Perforator digunakan untuk melakukan perforasi. Perforator dibedakan

menjadi :

a. Bullet/Gun perforator

b. Shape charge/Jet perforator

3. KONDISI KERJA PERFORASI

3.1. Overbalance

Merupakan kondisi kerja didalam sumur, dimana tekanan formasi dikontrol

oleh fluida/lumpur komplesi atau dengan kata lain bahwa :

Tekanan Hidrostatik Lumpur (Ph) > Tekanan Formasi (Pf).

3.2. Underbalance

Merupakan kondisi kerja didalam sumur, dimana fluida/lumpur komplesi

dikontrol oleh tekanan formasi atau dengan kata lain bahwa :

Tekanan Hidrostatik Lumpur Komplesi (Ph) < Tekanan Formasi (Pf).

Gambar : Metoda Perforasi

Gambar : Kondisi Kerja Perforasi

4. SWABBING

Swabbing adalah penghisapan fluida sumur/fluida komplesi setelah perforasi

pada kondisi overbalance dilakukan, sehingga fluida produksi dari formasi dapat

mengalir masuk ke dalam sumur dan diproduksikan ke permukaan.

Ada dua sistem penghisapan fluida (swabbing) yaitu :

a. penurunan densitas cairan

b. penurunan kolom cairan

BAB X DASAR PENILAIAN FORMASI

(Basic of Formation Analysis)

Penilaian formasi adalah ilmu yang mempelajari tentang kondisi formasi dari

suatu lapangan terutama tentang karakteristik dan lithology batuan reservoir terhadap

ada tidaknya hidrokarbon. Penilaian formasi terdiri dari beberapa metoda yaitu :

- Coring dan analisa core

- Logging

I. CORING DAN ANALISA CORE

1.1. Coring

Coring adalah suatu usaha untuk mendapatkan contoh batuan (core) dari

formasi bawah permukaan, untuk dianalisa sifat fisik batuan secara langsung.

Metode dalam coring ada dua yaitu:

a. Bottom Hole Coring , pengambilan core yang dilakukan pada waktu pemboran

berlangsung

b. Sidewall Coring, Pengambilan core yang dilakukan setelah operasi pemboran

berlangsung selesai atau pada waktu pemboran berhenti

Kedua metode coring, mempunyai prinsip kerja yang berbeda, dan menghasilkan

(hasil) analisa yang berbeda, walaupun dilakukan pada kedalaman yang sama.

1.1.1. Bottom Hole Coring

Pada metode Bottom Hole Corring menggunakan jenis pahat yang ditengahnya

terbuka dan mempunyai jenis pemotong pahat berupa dougnot shope hole,

Pada saat pemboran berlangsung core ini akan menempati core barrel yang berada

diatas pahat dan akan tetap akan berada disana sampai diambil ke permukaan.

Peralatan-peralatan yang yang termasu dari bottom hole coring adalah :

1. Conventional Coring

Metode ini menggunakan bit jenis khusus yang disebut Conventional Rotary Core

Drill , Pada saat bit bergerak ke bawah menembus formasi maka coke akan masuk

kedalam Inner Core Barrel dan core tidak akan bisa keluar lagi, karena core barrel

mempunyai roll dan dan ball bearing.

Pada pekerjaan ini untuk mendapatkan core yang baik maka di usahakan beban bit

dan kecepatan putar bit kecil.

Core yang terbawa tetap terlindungi dan mempunyai ukuran diameter 2 3/8”,

sampai dengan 3 9/16”, dengan panjang 20 ft. Sehingga apabila menginginkan core

yang panjang maka dibutuhkan beberapa kali round trip.

2. Diamond Coring

Perbedaan dengan conventional coring adalah pada pahatnya saja, yaitu jenis ini

menggunakan jenis diamond bit, Diamond bit ini sangat cocok untuk batuan sedimen

yang keras, dan memberikan penetrasi rate yang lebih besar serta tidak perlu

menambah rotary speed untuk memotong core.

Core yang didapat bisa mencapai panjang 90 ft dengan diameter 2 7/8”, hanya

saja pada metode ini sangat mahal dikarenakan harga dari peralatannya.

Gambar. Diamond Bit

3. Wire Line Coring

Pengambilan core dilakukan dengan jalan menurunkan peralatan semacam inner

barrel kedalam drill pipe, kemudian core yang telah didapatkan akan masuk kedalam

inner barrel dan ditarik ke permukaan dengan jalan menarik pull barrel dengan wire

line. Inner barrel yang terisi contoh batuan ditarik ke permukaan tanpa harus menarik

pipa bor, sehingga metode ini dapat menghemat biaya dalam operasinya.

1.2. ANALISA CORE

Analisa core adalah tahapan analisa batuan setelah contoh inti batuan bawah

permukaan di peroleh. Tujuan dari analisa core yaitu mengetahui informasi langsung

tentang sifat-sifat fisik batuan yang ditembus selama pemboran berlangsung.

Dari hasil coring maka core yang didapat dapat dianalisa besaran-besaran

petrofisiknya di laboratorium, analisa core ada dua macam yaitu analisa core rutin

dan core spesial. Analisa core rutin meliputi pengukuran porositas, permeabilitas,

saturasi fluida, tekanan kapiler. Dikarenakan beberapa pengukuran dari sifat-sifat

batuan memerlukan sampel yang bersih dan kering. Sampel yang dipergunakan

untuk permeabilitas dan porositas secara keseluruan dicuci dari semua fluida yang

tertinggal dan kemudian dikeringkan.

Core special dikembangkan untuk memperoleh data-data sifat fisik batuan

yang lebih akurat, khususnya pengukuran data distribusi fluida dari batuan reservoir

yang digunakan untuk study reservoir secara detail.

Analisa core special diperlukan core yang segar (fresh), namun pada

prakteknya sampel dibersihkan dengan cara ekstrasi dan dikembangkan sesuai

kondisi semula. Secara umum parameter yang diukur atau ditentukan dengan analisa

core adalah distribusi fluida (minyak dan air atau gas dan air) di dalam reservoir.

ANALISA CORE

Analisa Core Rutin

Porositas

Permeabilitas

Saturasi fluida

Tekanan kapiler

Distribusi fluida (minyak, air, gas)

Kompresibilitas

Wettabilitas

Tekanan kapiler

II. LOGGING

Logging adalah kegiatan pengukuran/perekaman kondisi didalam sumur

dengan cara menurunkan suatu alat ke dasar lubang bor kemudian alat tersebut

dengan kecepatan tetap ditarik dan kemudian mencatat hasil pengukuran yang

berupa defleksi-defleksi pada suatu chart, atau disebut juga log. Untuk mendapatkan

data yang akurat, maka logging dilakukan beberapa kali perekaman dengan

kombinasi alat yang berbeda.

A. Jenis –jenis log yang sering digunakan antara lain :

1. Log Spontaneous Potential (SP)

Applikasi Log SP : Untuk membedakan batuan permeable dan non-permeable. Untuk korelasi “well to well”. Sebagai reference kedalaman untuk semua log. Untuk menentukan batas lapisan. Untuk menghitung harga Rw. Sebagai clay indicator.

Analisa Core Spesial

Gambar : SP Log Gambar : Chart SP Log 2. Log Gamma Ray (GR)

Application Log GR : > Standard Gamma Ray Application:

Sebagai Reference utama bagi semua run logging. Korelasi “well to well”. Membedakan lapisan permeable dan nonpermeable. Menghitung volume clay.

> Natural Gamma Ray Tool (NGT) Application: Mendeteksi, mengenali dan mengevaluasi mineral-mineral radioaktif. Mengenali tipe clay dan menghitung volume clay. Lapisan yang permeable mungkin mengandung garam Uranium lebih

banyak daripada lapisan yang kurang permeable. Pembacaan Uranium pada log NGT kadang berguna sebagai petunjuk

adanya pergerakan fluida.

Figure 2.

Gambar : Gamma Ray Log 3. Log Resistivity

Wilayah yang cocok untuk pemakaian Log Induction dan Log Lateral Log Induction bekerja dalam :

Fresh mud Resistivitas formasi < 200 ohm-m Rmf/Rw > 2.0

Log Lateral akan bekerja lebih baik pada :

Salt Mud Resistivitas formasi > 200 ohm-m Rmf/Rw < 2.0 Large borehole >12 in. serta deep invasion >40 in

3.1. Log Induction

Application Log Induction.

Alat induction menentukan resistivitas dengan cara mengukur conduktivitas

batuan. Dalam kumparan transmitter dialirkan arus bolak balik berfrekwensi tinggi dengan amplituda konstan yang akan menimbulkan medan magnet dalam batuan.

Medan magnet ini menimbulkan arus Eddy atau arus Foucault yang dalam fig. 1 dinamakan ground loop.

Besar arus ini sebanding dengan konduktivitas batuan

Gambar : Induction Log

3.2. Log Lateral

Application Log Lateral. Alat Laterolog direkayasa untuk mengukur resistivitas batuan yang dibor

dengan salty mud atau lumpur yang sangat conduktif serta dipakai untuk mendeteksi zona - zona yang mengandung HC.

Figure 3.

4. Log Porosity

4.1. Log Densitas

Aplikasi Log Densitas

Alat density mengukur berat jenis batuan yang lalu dipakai untuk menentukan porositas batuan.

Bersama log lain misalnya log neutron, lithologi batuan dan tipe fluida yang

dikandung batuan dapat ditentukan.

Log density dapat membedakan minyak dari gas dalam ruang poripori karena fluida-fluida tadi berbeda berat jenisnya.

Alat density yang modern juga mengukur PEF (photoelectric effect) yang

berguna untuk menentukan lithologi batuan, mengidentifikasi adanya heavy minerals dan untuk mengevaluasi clay.

Log density juga dipakai untuk menentukan Vclay serta untuk menghitung

“reflection coefficients” bersama log sonic untuk memproses synthetics seismogram.

4.2. Log Neutron

Application Log Neutron

Alat Neutron dipakai untuk menentukan primary porosity batuan, yaitu ruang pori pori batuan yang terisi air, minyak bumi atau gas.

Bersama log lain misalnya log density, dapat dipakai untuk menentukan jenis

batuan /litologi serta tipe fluida yang mengisi pori pori batuan.

Gambar : Neutron Log

4.3. Log Sonic Applikasi log sonic

Untuk menentukan sonic porosity ( s)

Untuk menentukan volume of clay (Vs)

Bersama log lain untuk menentukan litologi

Time-depth relationship

Menentukan reflection coefficients

Mechanical properties

Menentukan kwalitas semen CBL-VDL