BAB II kom

Click here to load reader

  • date post

    18-Jan-2016
  • Category

    Documents

  • view

    233
  • download

    0

Embed Size (px)

description

bab 2

Transcript of BAB II kom

DAFTAR ISI

PAGE

BAB II

KARAKTERISTIK RESERVOIR

Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon, gas dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi. Unsur-unsur yang menyusun reservoir adalah sebagai berikut :

1. Batuan reservoir, sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous dan permeable.

2. Lapisan penutup (cap rock), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir, sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir.3. Perangkap reservoir (reservoir trap), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk konkaf ke bawah dan menyebabkan minyak beserta gas bumi berada dibagian teratas reservoir.

Karakteristik suatu reservoir sangat dipengaruhi oleh karakteristik batuan penyusunnya, fluida reservoir yang menempatinya dan kondisi reservoir itu sendiri, yang satu sama lain akan saling berkaitan. Ketiga faktor itulah yang akan kita bahas dalam mempelajari karakteristik reservoir.

2.1. Karakteristik Batuan Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk.

Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Komponen penyusun batuan serta macam batuannya dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1

Diagram Komponen Penyusun Batuan

Unsur atau atom-atom penyusun batuan reservoir perlu diketahui mengingat macam dan jumlah atom-atom tersebut akan menentukan sifat-sifat dari mineral yang terbentuk, baik sifat-sifat fisik maupun sifat-sifat kimiawinya. Mineral merupakan zat-zat yang tersusun dari komposissi kimia tertentu yang dinyatakan dalam bentuk rumus-rumus dimana menunjukkan macam unsur-unsur serta jumlahnya yang terdapat dalam mineral tersebut.Pembahasan tentang karakteristik batuan reservoir pada sub bab ini dibagi menjadi dua bagian, yaitu karakteristik batuan reservoir dipandang dari segi komposisi kimia dan sifat fisik batuannya.

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir

Pada umumnya batuan reservoir minyak bumi berasal dari batuan sedimen, dimana komposisi kimianya tergantung dari mana batuan itu berasal dan kondisi-kondisi yang mempengaruhi setelah batuan itu diendapkan. Untuk mengetahui komposisi kimia suatu batuan reservoir sangat penting, karena jenis-jenis atom penyusun batuan reservoir akan menentukan sifat-sifat fisik batuan reservoir tersebut.

2.1.1.1. Komposisi Kimia Batupasir

Batu pasir merupakan batuan reservoir yang paling umum di jumpai, namun antara batu pasir pada daerah yang satu dengan daerah yang lainnya berbeda kandungan komposisi kimia batuannya. Mineral yang paling dominan pada batuan ini adalah kwarsa atau SiO2, feldspar (KNaCa(AlSi3O8)) yang merupakan mineral stabil serta beberapa mineral lainnya.

Menurut Pettijohn, batupasir dibagi menjadi tiga kelompok, yaitu : Orthoquartzites, Graywacke, dan Arkose. Pembagian tersebut didasarkan pada jumlah kandungan mineralnya. Kandungan mineral dan komposisi kimia penyusun batuan reservoir sangat berpengaruh terhadap besarnya sortasi yang dapat mempengaruhi besarnya pori-pori batuan reservoar.Berdasarkan jumlah kandungan mineral kwarsanya batu pasir dibagi menjadi tiga, yaitu :A. Batu pasir Kwarsa (Quartzose)

Batupasir ini terbentuk dari mineral kwarsa yang dominan dan beberapa mineral yang stabil seperti pyrite (FeS2), dolomite (CaMg(CO3)2) dan mineral pengikat (semen) adalah karbonat dan silika. Tabel 2.1.

Komposisi kimia Orthoquartzite (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

MIN.ABCDEFGHI

SiO295,3299,4598,8797,8099,3993,1361,7099,5893,16

TiO2. . . .. . . .. . . .. . . .0,03. . . .. . . .. . . .0,03

Al2O32,85. . . .0,410,900,303,860,310,311,28

Fe2O30,050,300,080,850,120,110,241,200,43

FeO. . . .0,11. . . .. . . .0,54. . . .. . . .

MgO0,04T0,040,15None0,25. . . .0,100,07

CaOT0,13. . . .0,100,290,1921,000,143,12

Na2O0,30. . . .0,800,40. . . .. . . .0,170,100,39

K2O0,15. . . .0,03

H2O +1,44a). . . .0,17. . . .0,171,43a). . . .0,03a)0,65

H2O -

CO2. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .16,10. . . .2,01

Total10099,8899,91100,2100,399,5199,5299,6b)101,1

A. Lorrain (Huronian)

B. St. Peter (Ordovician)

C. Mesnard (Preeambrian)

D. Tuscarora (Silurian)

E. Oriskany ( Devonian)F. Berea (Mississippian)

G. Crystalline Sandstone, Fontainebleau

H. Sioux (Preeambrian)

I. Average of A H, inclusive.

a). Loss of ignition

b). Includes SO3, 0,13 %.

Tabel 2.1. menunjukkan komposisi kimia quartzite dengan unsur silika yang tinggi yaitu 61,70% sampai 99,58% disertai unsur lainnya dalam jumlah yang kecil, seperti : TiO2, Al2O3, Fe2O, MgO, CaO, Na2O, K2O, H2O+, H2O-, dan CO.

A. Batu pasir graywacke

Batu pasir ini terbentuk dari mineral-mineral kwarsa, clay, micaflace (KAl2(OH)2AlSi3O10), karbonat (CaCO3), fragmen phillite, fragmen batuan beku, feldspar dan mineral-mineral lainnya. Sebagai indikator adanya, mineral illite, dimana berasal dari mineral clay ( kaolin dan monmorillonite) yang mengalami diagnesis di lingkungan marine. Seperti yang terlihat pada Tabel 2.2Tabel 2.2.

Komposisi Mineral Graywacke (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCDEF

Q u a r t z45,646,024,69,0tr34,7

C h e r t1,17,0. . . .. . . .. . . .. . . .

Feldspar16,720,032,144,029,929,7

Hornblende. . . .. . . .. . . .3,010,5. . . .

Rock Fragments6,7. . . .a23,09,013,4. . . .

Carbonate4,62,0. . . .. . . .. . . .5,3

Chloride-Sericite25,022,520,0b25,046,2d23,3

T o t a l99,797,599,790,0100,096,0

A. Average of Six (3 Archean, 1 Huronian, 1 Devonian, and 1 Late Paleozoic).

B. Krynines average high-rank graywacke (Krynine, 1948).

C. Average of 3 Tanner graywackes (Upper Devonian Lower Carboniferous)

D. Average of 4 Cretaceous graywackes, Papua (Edwards, 1947 b).

E. Average 0f 2 Meocene graywackes, Papua (Edwards, 1947 a).

F. Average of 2 parts average shale and 1 part average Arkose.

a). Not separately listed.

b). Include 2,8 per cent limonitic subtance

c). Balance in glauconite, mica, chlorite, and iron ores.

d). Matrix

Komposisi kimia dari batupasir graywacke terlihat pada Tabel 2.3. dengan unsur silika yang paling dominan ( tetapi masih kecil dibanding dengan batupasir quartzite) serta kadar alumine (Al2O3) yang cukup tinggi.Tabel 2.3

Komposisi kimia Graywacke (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

MINERALABCDEF

SiO268,2063,6762,4061,5269,6960,51

TiO20,31. . . .0,500,620,400,87

Al2O316,6319,4315,2013,4213,4315,36

Fe2O30,043,070,571,720,740,76

FeO3,243,514,614,453,107,63

MnO0,30. . . .. . . .. . . .0,010,16

MgO1,300,843,523,392,003,39

CaO2,453,184,593,561,952,14

Na2O2,432,732,683,734,212,50

P2O30,23. . . .. . . .. . . .0,100,27

SO30,13. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .

CO20,50. . . .1,303,040,231,01

H2O +1,752,361,562,332,083,38

H2O 0,550,070,060,260,15

S. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .0,42

T o t a l99,84100,0699,57100,01100,01100,24

A. Average of 23 graywackes

B. Average of 30 graywackes, after Tyrrell (1933).

C.Average of 2 parts avrg. Shale and 1 part avrg. Arkose.

a). Probably in error; Fe2O3 probably should be 1,4 and the total 100,0

B. Batu pasir Arkose

Batu pasir ini komposisi mineral utamanya adalah kwarsa (SiO2) dan feldspar (KNaCa(AlSi3O8)). Sedangkan mineral-mineral yang kurang stabil seperti clay (Al4Si4O10(OH)8), biotit (K(MgFe)3(AlSi3O10(OH2)) dan microline (KAlSi3O8), Plagioklas (CaNa)(AlSi)AlSi2O8), terlihat pada Tabel 2.4.

Tabel 2.4.

Komposisi Mineral Arkose (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCD a)E a)F a)G

Q u a r t z57516057352848

Microcline24303435 b)59 b)6443

Plaglioclase611. . . .

M i c a s31. . . .. . . .. . . .. . . .2

C l a y97. . . .. . . .. . . .. . . .8

Carbonatec)c)c)2. . . .c)

Other1. . . .6 d)8 e)4 e)8 e)c)

A. Pale Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).

B. Red Arkose (Triassic) (Krynine, 1950).

C. Sparagmite (Preeambrian) (Barth, 1938).

D. Torridonian (Preeambrian) (Mackie, 1905).

E. Lower Old Red (Devonian) (Mackie, 1905).

F. Portland (Triassic) (Merrill, 1891).

G. Average of A G, anclusive.

a). Normative or calculated composition; b). Modal Feldspar; c). Present in amount under 1 %.

d). Chlorite; e). Iron oxide (hematite) and kaolin.

Komposisi kimia batupasir arkose ditunjukkan oleh Tabel 2.5. dengan kandungan silika lebih kecil dibandingkan dengan kedua batupasir diatas yaitu sekitar 69,94% sampai 82,14%, tetapi unsur aluminanya cukup tinggi yaitu 7,57% sampai 13,15%.Tabel 2.5.

Komposisi Kimia Arkose (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCDEF

Si O269,9482,1475,5773,3280,8976,37

Ti O2. . . .. . . .0,42. . . .0,400,41

Al2 O313,159,7511,3811,317,5710,63

Fe2 O32,481,230,823,542,902,12

Fe O. . . .1,630,721,301,22

Mn O0,70. . . .0,05T. . . .0,25

Mg OT0,190,720,240,040,23

Ca O3,090,151,691,530,041,30

Na2 O3,300,502,452,340,631,84

K2 O5,435,273,356,164,754,99

H2 O +1,010,64 a1,060,30 a1,110,83

H2 O 0,05

P2 O3. . . .0,120,30. . . .. . . .0,21

C O2. . . .0,190,510,92. . . .0,54

T o t a l99,1100,18100100,299,63100,9

A. Portland stone, Triassic (Merrill, 1891).

B. Torridon sandstone, Preeambrian (Mackie, 1905).

C. Torridonian arkose (avg. of 3 analyses) (Kennedy, 1951).

D. Lower Old Red Sandstone, Devonian (Mackie, 1905).

E. Sparagmite (unmetamorphosed) (Barth, 1938).

F. Average of A E, inclusive.

a) . Loss of ignition.

2.1.1.2. Komposisi Kimia Batuan Karbonat

Batuan karbonat disusun oleh lebih dari 50% mineral karbonat di antaranya terdiri dari mineral calsite (CaCO3) dan aragonite (CaCO3) dengan sedikit campuran partikel-partikel clay. Bentuk yang sering di jumpai adalah dolomite (CaMg(CO3)2) dan limestone (CaCO3),yang sukar di bedakan dengan mata biasa. Klasifikasi batuan karbonat berdasarkan perbandingan CaO/MgO seperti pada Tabel 2.6 dan 2.7, menunjukkan perbedaan kandungan mineral dolomite, calcite dan magnesite.Tabel 2.6.

Komposisi Kimia Limestone (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCDEF

Si O25,190,707,412,551,150,09

Ti O20,06. . . .0,140,02. . . .. . . .

Al2 O30,810,681,550,230,450,11

Fe2 O30,540,080,700,02. . . .

Fe O. . . .1,200,280,26

Mn O0,05. . . .0,150,04. . . .. . . .

Mg O7,900,592,707,070,560,35

Ca O42,6154,5445,4445,6553,8055,37

Na2 O0,050,160,150,010,07. . . .

K2 O0,33None0,250,030,04

H2 O +0,56. . . .0,380,050,690,32

H2 O 0,21. . . .0,300,180,23

P2 O30,04. . . .0,160,04. . . .. . . .

C O241,5842,9039,2743,6042,6943,11

S0,090,250,250,30. . . .. . . .

Li2 OT. . . .. . . .. . . .. . . .. . . .

Organic. . . .T0,290,40. . . .0,17

T o t a l100,0999,96100,16100,0499,9100,1

A. Composite analysis of 345 limestones, HN Stokes, analyst (Clarke, 1924, p. 564)

B. Indiana Limestone (Salem, Mississippian), AW Epperson, analyst (Loughlin, 1929, p. 150)

C. Crystalline, crinoidal limestone (Brassfield, Silurian, Ohio), Down Schaff, analyst (Stout, 1941, p.77)

D. Dolomitic Limestone (Monroe form., Devonian, Ohio), Down Schaff, analyst (Stout, 1941, p. 132)

E. Lithoeraphic Limestone (Solenhofen, Bavaria), Geo Steigner, analyst (Clarke, 1924, p. 564)

F. Travertine, Mammoth Hot Spring, Yellowstone, FA Gooch, analyst (Clarke, 1904, p.323)

Fraksi pada limestone disusun oleh terutama oleh mineral calcite, sehingga kandungan CaO dan Co2 yang sangat tinggi bahkan mencapai lebih dari 95%. Unsur lain yang penting adalah MgO dalam jumlah lebih dari 1% sampai 5%, kemungkinan mengandung mineral dolomite yang meliputi ankerite (Ca(Fe,Mg)(CO3)2), dan kutnahorite (CaMn(CO3)2). Pada dolomite fraksi disusun terutama oleh mineral-mineral dolomite sehingga kandungan MgO cukup tinggi.Tabel 2.7.

Komposisi Kimia Dolomite (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCDEF

Si O2. . . .2,557,963,2424,920,73

Ti O2. . . .0,020,12. . . .0,18. . . .

Al2 O3. . . .0,231,970,171,820,20

Fe2 O3. . . .0,020,140,170,66. . . .

Fe O. . . .0,180,560,060,401,03

Mn O. . . .0,040,07. . . .0,11. . . .

Mg O21,907,0719,4620,8414,7020,48

Ca O30,4045,6526,7229,5622,3230,97

Na2 O. . . .0,010,42. . . .0,03. . . .

K2 O. . . .0,030,12. . . .0,04. . . .

H2 O +. . . .0,050,330,300,42. . . .

H2 O . . . .0,180,300,36. . . .

P2 O3. . . .0,040,91. . . .0,010,05

C O247,743,6041,1343,5433,8247,51

S. . . .0,300,19. . . .0,16. . . .

Sr O. . . .0,01none. . . .None. . . .

Organic. . . .0,04. . . .. . . .0,08. . . .

T o t a l100100,06100,4099,90100,04100,9

A. Theoretical composition of pure dolomite.

B. Dolomitic Limestone

C. Niagaran Dolomite D. Knox Dolomite

E. Cherty-Dolomite

F. Randville Dolomite

2.1.1.3. Komposisi Kimia Batuan Shale

Kandungan mineral dari batuan shale ini rata-rata terdiri dari kurang lebih 58% silicon dioxide (SiO2), 15% aluminium oxide (Al2O3), 6% iron oxide (Fe2O3), 2% magnesium, 2% magnesium oxide (MgO), 3% calcium oxide (CaO), 3% potassium oxide (K2O), 1% sodiumoxide (Na2O), 5% air (H2O) dan sisanya adalah metal oxide serta onion. Pada Tabel 2.8 diperlihatkan komposisi kimia rata-rata shale.Tabel 2.8.Komposisi Kimia Rata Rata Shale (%)

(Pettijohn, E.J., 1957)

M I N E R A LABCDEF

Si O258,1055,4360,1560,6456,3069,96

Ti O20,540,460,760,730,770,59

Al2 O315,4013,8416,4517,3217,2410,52

Fe2 O34,024,004,042,253,833,47

Fe O2,451,742,903,665,09

Mn O. . . .TT. . . .0,100,06

Mg O2,442,672,322,602,541,41

Ca O3,115,961,411,541,002,17

Na2 O1,301,801,011,191,231,51

K2 O3,242,673,603,693,792,30

H2 O +5,003,453,823,513,311,96

H2 O 2,110,890,620,383,78

P2 O30,170,200,15. . . .0,140,18

C O22,634,621,461,470,841,40

S O30,640,780,58. . . .0,280,03

Organic0,80 a0,69 a0,88 a. . . .1,18 a0,66

Misc.. . . .0,06 b0,04 b0,38 c1,98 c0,32

T o t a l99,95100,84100,4699,60100,00100,62

A. Average Shale (Clarke, 1924, p.24)

B. Composite sample of 27 Mesozoic and Cenozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).

C. Composite sample of 52 Paleozoic shales, HN Stokes, analyst, (Clarke, 1924, p.552).

D. Unweighted avrg. of 36 analyses of Slate (29 Paleozoic, 1 Mesozoic, 6 Precambrian)(Eckel, 1904).

E. Unweighted avrg. of 33 analyses of Precambrian Slate (Nanz, 1953)

F. Composite analyses of 235 samples of Mississippi delta, (Clarke, 1924, p. 509)..Carbon; . Ba O;FeS2 .

Komposisi kimia shale bervariasi sesuai dengan ukuran butir, fraksi yang kasar (coarse) yang banyak mengandung silika dan untuk halus mengandung aluminium besi, potash dan air. Batuan shale umumnya mengandung quartz silt diatas 60%. Kelebihan silika tersebut terdapat dalam bentuk kristal yang lebih baik pada quartz, chalcedony atau oval.Jika shale banyak mengandung besi maka akan terbentuk pyrite (FeS2) atau siderite (FeCO3). Potash biasanya selalu lebih banyak terdapat dibanding soda dan dapat menghasilkan illite. 2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Pada saat proses akumulasi hidrokarbon berlangsung batuan reservoir berfungsi sebagai media aliran, wadah dimana hidrokarbon terakumulasi dan terdistribusi. Sifat penting dari batuan reservoir dan hubungannya dengan fluida reservoir yang mengisinya dalam kondisi statis dan jika ada aliran disebut petrophysics. Pada umumnya data tentang karakteristik batuan dan fluida reservoir di peroleh dari penilaian formasi.

2.1.2.1. Porositas

Dalam teknik reservoir ruang pori-pori batuan umumnya dinyatakan sebagai porositas batuan, yang diberi notasi dan didefinisikan sebagai fraksi atau prosen dari volume ruang pori-pori terhadap volume batuan total (bulk volume). Secara matematis porositas batuan dapat dinyatakan sebagai :

= = ........... (2-1)

Dimana :

Vb = volume batuan total (bulk volume)

Vs = volume padatan batuan total (grain volume)

Vp = volume ruang pori-pori batuanPorositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas absolut adalah perbandingan antara volume pori-pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen.

= x 100% ................... (2-2) 2. Porositas effectife adalah perbandingan antara volume pori-pori yang berhubungan terhadap volume batuan total (volume bulk) yang dinyatakan dalam persen.

= x 100% .................... (2-3)Untuk perhitungan digunakan porositas efektif karena dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer adalah porositas yang terbentuk pada waktu batuan sedimen diendapkan. Jenis batuan sedimen yang mempunyai porositas primer adalah batuan konglomerat, batupasir dan karbonat.

2. Porositas sekunder adalah porositas batuan yang terbentuk setelah batuan sedimen di endapkan.Porositas sekunder dapat diklasifikasikan menjadi tiga golongan, yaitu :a. Porositas larutan, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya proses pelarutan batuan.

b. Rekahan, celah, kekar, yaitu ruang pori-pori yang terbentuk karena adanya kerusakan struktur batuan sebagai akibat dari variasi beban seperti lipatan, sesar atau patahan. Porositas jenis ini sulit untuk dievaluasi atau ditentukan secara kualitatif karena bentuknya tidak teratur.

c. Dolomitisasi, dalam proses ini batuan gamping (CaCO3) ditransformasikan menjadi dolomite (CaMg(CO3)2) atau menurut reaksi kimia :

2CaCO3 + MgCl2 --------- CaMg(CO3)2 + CaCl2.

Menurut para ahli batuan gamping yang terdolomitisasi mempunyai porositas yang lebih besar dari batuan gampingnya sendiri.Adapun faktor-faktor yang mempengaruhi nilai porositas adalah :1. Ukuran dan Bentuk Butir

Ukuran butir tidak mempengaruhi porositas total dari seluruh batuan, tetapi mempengaruhi besar kecilnya pori-pori antar butir. Sedangkan bentuk butir didasarkan pada bentuk penyudutan (ketajaman) dari pinggir butir. Sebagai standar dipakai bentuk bola, jika bentuk butiran mendekati bola maka porositas batuan akan lebih meningkat dibandingkan bentuk yang menyudut.

2. Distribusi dan Penyusunan Butiran

Distribusi disini adalah penyebaran dari berbagai macam besar butir yang tergantung pada proses sedimentasi dari batuannya. Umumnya jika batuan tersebut diendapkan oleh arus kuat maka besar butir akan sama besar. Sedangkan susunan adalah pengaturan butir saat batuan diendapkan.3. Derajat Sementasi dan Kompaksi

Kompaksi batuan akan menyebabkan makin mengecilnya pori batuan akibat adanya penekanan susunan batuan menjadi rapat. Sedangkan sementasi pada batuan akan menutup pori-pori batuan tersebut.

2.1.2.2.

Derajat Kebasahan (Wettabilitas)Sifat kebasahan batuan reservoir terhadap fluidanya merupakan hasil kombinasi dari sifat-sifat batuan reservoir dan fluidanya. Berdasarkan konsep tegangan permukaan, apabila ada dua fluida yang berada bersama-sama didalam pori-pori batuan reservoir maka salah satu fluida tersebut akan bersifat lebih membasahi batuan tersebut daripada fluida satunya.

Hal ini disebabkan adanya gaya adhesi, yaitu gaya tarik menarik dari partikel-partikel yang berlainan. Ada dua macam tegangan permukaan yaitu interfacial tension yang berarti gaya (dyne) yang bekerja pada suatu permukaan batas kontak fasa cair dengan padatan, tegak lurus dengan permukaan yang panjangnya 1 cm. Dan yang kedua adalah surface tension yang artinya sama dengan interfacial tension bedanya pada batas kontak fasa cair dan udara. Terlihat pada Gambar 2.2. adanya kesetimbangan gaya pada permukaan air-minyak-padatan (solid), sifat fluida untuk membasahi (wetting fluid) dapat dilihat dari besarnya sudut kontak yang terbentuk.

Gambar 2.2.Kesetimbangan Gaya pada Permukaan Kontak minyak-air-padatan

(Amyx, J. W., 1960)Untuk sistem minyak-air-padatan gaya adhesi yang menyebabkan fasa cair membasahi padatan yaitu sebesar :

T = so - sw = wo x Cos wo .............. (2-4)

dimana :

T = Gaya adhesi sistem minyak-air-padatan

so = Tegangan permukaan antara padatan-minyak

sw = Tegangan permukaan antara padatan-air

wo = Tegangan permukaan antara air-minyak

wo = Sudut kontak antara air-minyak

Untuk gaya adhesi yang positif menunjukkan bahwa fluida yang lebih berat (air) cenderung membasahi permukaan padatan dan apabila gaya adhesinya nol menunjukkan bahwa kedua fasa cair tersebut sebanding kemampuan gabungnya atau affinity terhadap permukaan padatan tersebut.

Besar kecilnya gaya adhesi tergantung dari kemampuan pembasah untuk melekat pada batuan dan penyebarannya pada permukaan batuan.

Sehingga gaya adhesi yang besar atau sudut kontaknya kecil maka fluida yang lebih berat (air) akan cenderung untuk membasahi padatan.

Gambar 2.3.Permukaan sudut kontak untuk media silika

Gambar 2.4Permukaan sudut kontak untuk media kalsit

(Amyx, J. W., 1960)

Untuk sudut kontak yang lebih besar dari 900, maka untuk fluida yang lebih berat akan bersifat tidak membasahi (non wetting phasa). Sedangkan untuk sudut kontak yang kurang dari 900 bersifat membasahi. Sudut kontak juga tergantung dari variasi mineralnya dan komposisi fluida reservoirnya. Pada Gambar 2.3., dimana air bersama-sama dengan bermacam-macam hidrokarbon pada media yang berbeda-beda.

Akibat dari adanya tegangan permukaan pada fluida reservoir dan batuan reservoir akan menimbulkan gaya kapilaritas didalam pori-pori dan menimblkan tekanan kapiler.

2.1.2.3. Tekanan KapilerDidalam batuan reservoir, gas, minyak dan air biasanya terdapat bersama-sama dalam pori-pori batuan, yang masing-masing fluida tersebut mempunyai tegangan permukaan yang berbeda-beda.Dalam sistem hidrokarbon di dalam reservoir, terjadi beberapa tegangan permukaan antara fluida, yaitu antara gas dan cairan, antara dua fasa cairan yang tidak bercampur (immicible) dan juga antara cairan atau gas dengan padatan. Kombinasi dari semua tegangan permukaan yang aktif akan menentukan tekanan kapiler dan kebasahan dari batuan porous.Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan yang ada antara permukaan dua fluida yang tidak bercampur (cairan-cairan atau gas-cairan) sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan mereka (Amyx, J. W. 1960). Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara fluida non wetting fasa (Pnw) dengan fluida wetting fasa (Pw) atau :Pc = Pnw - Pwf ............ (2-5)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan permukaan fluida immicible yang cembung (convec). Di dalam reservoir air biasanya sebagai fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas tidak membasahi (non wetting fasa).

Tekanan kapiler mempunyai dua pengaruh yang penting dalam reservoir minyak atau gas, yaitu :a. Mengontrol distribusi fluida di dalam reservoir b. Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak atau mengalir melalui pori-pori reservoir sampai mencapai batuan yang impermeable.

Tekanan kapiler di dalam bautan berpori tergantung pada ukuran pori-pori dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam hubungan sebagai berikut :

Pc = = g h

............ (2-6)dimana :

Pc = tekanan kapiler

= tegangan permukaan antara dua fluida

= perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

cos = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

h = selisih ketinggian permukaan kedua fluida

Dari persamaan 2-6 dapat dilihat bahwa tekanan kapiler berhubungan dengan ketinggian di atas permukaan air bebas (water oil contact), sehingga data tekanan kapiler dapat dinyatakan menjadi plot antara h versus saturasi air (Sw) seperti terlihat pada Gambar 2.5.

Perubahan ukuran pori-pori dan densitas fluida akan mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler dan ketebalan zona transisi.

Pada Persamaan 2-6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti bahwa dalam reservoir gas yang terdapat kontak gas air, perbedaan densitas fluidanya bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum.

Gambar 2.5.Kurva Tekanan Kapiler

(Pirson, S. J., 1958)

Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity rendah maka kontak minyak air akan mempunyai zona transisi yang panjang. Konsep ini ditunjukkan dalam Gambar 2.5. Ukuran pori-pori batuan reservoir sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas. Batuan reservoir dengan permeabilitas yang besar akan mempunyai tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisi yang tipis daripada reservoir dengan permeabilitas yang rendah seperti terlihat pada Gambar 2.6

Gambar 2.6Variasi Pc terhadap Sw

a. Untuk sistem batuan yang sama dengan fluida yang berbeda.

b. Untuk sistem fluida yang sama dengan batuan yang berbeda.

(Cole, F.W., 1969)

Gambar 2.7.

Batas minyak-air yang miring karena adanya perubahan permeabilitas(Cole, F.W., 1969)

Sedangkan Gambar 2.7 menunjukkan kontak air-minyak yang miring karena adanya perubahan permeabilitas batuan disepanjang penampang reservoir. 2.1.2.4.Saturasi

Ruang pori-pori yang ada di dalam batuan reservoir dapat diisi oleh gas, minyak dan air atau campuran dari ketiganya. Saturasi (S) fluida didefinisikan sebagai perbandingan volume masing-masing fluida yang mengisi volume pori-pori batuan terhadap volume pori-pori secara total. Rumus saturasi fluida dinyatakan sebagai berikut :a. Saturasi minyak (So) dinyatakan sebagai :

So =

(2-7)

b. Saturasi air (Sw) dinyatakan sebagai :

Sw =

. (2-8)c. Saturasi gas (Sg) dinyatakan sebagai :

Sg =

. (2-9)

Bila pori-pori batuan diisi oleh gas, minyak dan air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1

..................... (2-10)

Apabila diisi oleh minyak dan air saja maka :

So + Sw = 1

......... (2-11)

Faktor-faktor yang mempengaruhi saturasi fluida adalah :

1. Pada batuan yang mudah dibasahi oleh air atau water wet, harga saturasi air cenderung tinggi pada porositas yang lebih kecil.

2. Akibat adanya perbedaan berat jenis gas, minyak dan air maka umumnya saturasi gas akan tinggi pada bagian atas dari jebakan (perangkap) reservoir, begitu juga untuk saturasi air akan tinggi pada bagian bawah dari jebakan atau perangkap reservoir dengan combination drive (Gambar 2.8).

Gambar 2.8Distribusi saturasi mula-mula dalam combination drive reservoir

(Amyx,J.W., 1960)3. Produksi berlangsung karena adanya perubahan distribusi fluida. Jika minyak diproduksikan maka tempatnya di dalam reservoir akan digantikan oleh air atau gas bebas.

4. Saturasi minyak dan saturasi gas sering dinyatakan dalam istilah ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon. Jika contoh volume batuan adalah V dan ruang pori-pori adalah x V maka ruang pori-pori yang diisi oleh hidrokarbon adalah :

So.V. + Sg.V. = (1 - Sw)V.

................... (2-12)

dimana :

So = saturasi minyak

Sg = saturasi gas

Sw = saturasi gas

Dalam proses produksi selalu ada sejumlah minyak dan gas yang tidak dapat diambil dengan teknik produksi yang paling maju yang dikenal dengan istilah residual oil saturation (Sor) atau critical oil saturation (Soc), sedangkan untuk gas dikenal dengan Sgr atau Sgc.

Air yang selalu terdapat di dalam ruang pori-pori batuan pada reservoir minyak dan gas di atas zona transisi disebut dengan air connate. Dalam proses produksi air tersisa disebut Swr atau Swc atau Swir.

2.1.2.5.Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan fluida melalui pori-pori batuan yang saling berhubungan, dan dinotasikan k dalam satuan darcy atau milidarcy. Dalam kondisi alamiah ada persesuaian antara kenaikan porositas effektif dengan naiknya permeabilitas batuan. Tetapi hubungan ini tidak dapat dinyatakan dalam persamaan matematis. Gambar 2.9. menunjukkan hubungan antara porositas dan permeabilitas, dimana dengan bertambahnya harga porositas maka harga permeabilitas juga akan naik.

Perhitungan untuk menentukan permeabilitas suatu batuan umumnya memakai persamaan darcy yang diberikan dalam hubungan empiris dalam bentuk differensial, yaitu :

V =

.......... (2-13)atau

= -k

.......... (2-14)

Dimana :

V = kecepatan aliran, cm/sec

= viscositas fluida yang mengalir, cp

k = permeabilitas batuan, darcy

dp/dl = gradien tekanan dalam arah aliran, atm/cm

q = laju alir, cm3/sec

A = luas penampang silinder (Core), cm2

Gambar 2.9.

Kurva Hubungan antara permeabilitas dan porositas

(Pirson,S.J., 1958)

Beberapa anggapan yang dipakai untuk persamaan tersebut adalah :

aliran linier horizontal dan steady state

fluida satu fasa yang homogen

fluida incompressible

viscositas fluida yang mengalir konstan

kondisi aliran isothermal

Dalam batuan reservoir pada umumnya paling sedikit mengandung dua macam fluida, maka dikenal berbagai macam permeabilitas antara lain : Permeabilitas absolut, yaitu kemampuan batuan untuk mengalirkan satu macam fluida saja dan harganya tidak tergantung pada macam fluida yang mengalir dalam batuan tersebut.

Permeabilitas effektif, yaitu kemampuan batuan untuk mengalirkan lebih dari satu macam fluida, misalnya air dan minyak, air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

Permeabilitas relative, yaitu perbandingan antara permeabilitas effektif terhadap permeabilitas absolute.

Penentuan permeabilitas oleh Darcy pada Gambar 2.10. merupakan percobaan dengan batuan berbentuk silinder untuk penampang A, panjang L, dimana batupasir silinder ini dijenuhi dengan 100% cairan dengan viskositas . Kemudian dengan menutupi sekeliling batuan agar fluida tidak mengalir melalui dinding tersebut, serta memberi tekanan masuk sebesar P1 pada ujung sebelah kiri maka terjadi laju aliran sebesar q (volume persatuan waktu), sedangkan P2 adalah tekanan keluar.

Gambar 2.10.

Diagram percobaan permeabilitas

(Nind, T.E.W., 1964)

Dari percobaan ini dapat ditunjukkan bahwa q..L/A.(P1-P2) adalah konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan. Berdasarkan persamaan 2-13 dapat ditentukan besarnya permeabilitas absolut dengan anggapan-anggapan yang dipakai, yaitu :

k =

....... (2-15)

Setiap reservoir yang produktif paling sedikit didapatkan dua fasa fluida pada aliran di dalam reservoirnya. Apabila fasa gas dan minyak diproduksikan bersama-sama terdapat tiga fasa pada aliran fluida dalam reservoir tersebut. Rumus-rumus yang berlaku untuk permeabilitas effektif dan permeabilitas relatif pada fluida multi fasa bila aliran linier horizontal, steady statedan incompressible, yaitu sebagai berikut :

ko = ; kg = ; kw = ................. (2-16)Permeabilitas relatif :

kro = ; krg = ; krw =

................. (2-17)

dimana :

qo,qg,qw = laju alir minyak, gas, air, cm3/sec

o,g,w = viscositas minyak, gas, air, cp

ko,kg,kw = permeabilitas effektif minyak, gas, air, fraksi

kro, krg, krw = permeabilitas absolut, darcy

Hubungan permeabilitas effektif dengan saturasi

Untuk sistem air dan minyak hubungan permeabilitas k dan saturasi digambarkan sebagai berikut :Dari Gambar 2.11. yang diperoleh dari percobaan di laboratorium akan memberikan kesimpulan sebagai berikut :

Gambar 2.11.

Kurva Hubungan permeabilitas effektif dan saturasi untuk sistem air dan minyak

(Nind, T.E.W., 1964)

Harga ko pada So = 1 dan Sw = 0, akan sama dengan k absolut, demikian juga pada harga kw untuk Sw = 1 dan So = 0 akan sama dengan k absolut. Hal ini ditunjukkan pada titik A dan B.

Begitu Sw mulai naik dari harga nol, ko akan turun dengan cepat. Begitu juga untuk So yang mulai bertambah dari harga nol harga kw akan turun dengan cepat, atau dapat dikatakan untuk So yang kecil akan mengurangi laju aliran minyak karena ko yang kecil, demikian juga untuk air.

ko akan turun terus dengan turunnya harga So dan mencapai harga nol meskipun harga So belum mencapai nol. Pada keadaan ini (titik C) minyak sudah tidak bergerak lagi. Saturasi minimum dimana minyak sudah tidak dapat bergerak lagi disebut dengan critical oil saturation (Soc) atau residual oil saturation (Sor). Demikian juga untuk air, keadaan ini disebut critical water saturation (Swc) atau residual water saturation (Swr). Jumlah harga ko dan kw selalu lebih kecil dari harga k absolut, kecuali pada titik A dan B sehingga dapat ditulis sebagai berikut :

ko + kw < k

....... (2-18)Sedangkan untuk sistem minyak-gas dan gas-air ditulis sebagai berikut :

ko + kq < k

....... (2-19)

kq + kw < k

....... (2-20)

Untuk sistem minyak dan gas, hubungan permeabilitas effektif dengan saturasi menunjukkan k tidak turun secara drastis dengan turunnya saturasi dari 100% seperti pada kurva untuk minyak dan air. Sgr atau Sgc lebih kecil dari Soc maupun Swc. 2.1.2.6.Kompresibilitas Batuan Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga bagian kompresibilitas batuan, yaitu :

Kompresibilitas matrik batuan, yaitu fraksi dari perubahan volume dari material (grain) padatan batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi dari perubahan volume dari volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan. Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume dari volume pori batuan terhadap satuan perubahan tekanan.Dari ketiga konsep kompresibilitas diatas, kompresibilitas pori-pori batuan yang dianggap paling penting dalam teknik reservoir. Fluida yang diproduksikan dari pori-pori batuan reservoir akan mengakibatkan perubahan tekanan dalam (internal pressure) yang menyebabkan tekanan terhadap batuan akan mengalami perubahan juga. Perubahan ini meliputi perubahan pada butir-butir batuan, volume pori-pori dan volume total batuan (bulk volume). Perubahan bentuk bulk volume batuan dinyatakan sebagai kompresibilitas C, secara matematis ditulis :

C =

EMBED Equation.3

.................... (2-21)Dimana :

Vr = volume dari padatan batuan (solid)

P = tekanan hidrostatis fluida dalam batuan

Sedangkan untuk perubahan bentuk volume pori-pori batuan dinyatakan sebagai kompresibilitas Cp yang ditulis :

Cp =

EMBED Equation.3

.................... (2-22)dimana :

Vp = volume pori-pori batuan

P* = tekanan luar (external pressure) atau tekanan over burden

2.1.2.7. Sifat Kelistrikan

Batuan reservoir yang terdiri dari batuan sedimen merupakan penghantar listrik, sebab batuan tersebut porous dan mempunyai pori-pori yang saling berhubungan, sehingga fluida didalam pori-pori tersebut mempunyai sifat menghantarkan listrik. Fluida tersebut adalah air formasi yang terdiri dari :

Connate water

Interstitial water (air yang berasal dari rekahan)

Ground water (air tanah)Namun demikian terdapat juga mineral didalam batuan sedimen yang dapat menghantarkan listrik, tetapi mineral tersebut relatif jarang didapat seperti pyrite dan magnetite dimana mempunyai pengaruh yang kecil terhadap resistivitas batuan. Suatu pengecualian, dalam hal ini glauconite merupakan penghantar listrik sekaligus merupakan suatu jaringan penghantar walaupun dalam jumlah yang kecil.

Batuan porous terdiri dari kumpulan-kumpulan mineral, fragmen batuan dan pori-pori yang saling berhubungan. Padatan dimana mengandung mineral lempung menghantarkan listrik. Sifat kelistrikan batuan tergantung dari geometri pori-pori yang berhubungan dan fluida yang mengisi pori tersebut. Fluida yang ada dalam reservoir adalah minyak, gas dan air. Minyak dan gas adalah tidak menghantarkan arus listrik (non konduktor), sedangkan air yang mengandung larutan garam, merupakan penghantar listrik yang baik.

Daya hantar listrik didalam air melalui pergerakan ion-ion dan kemudian dapat menimbulkan konduksi elektrolit. Resistivitas (tahanan listrik) suatu mineral adalah berbanding terbalik dengan konduktivitas dan umumnya digunakan untuk mengetahui kemampuan material sebagai penghantar listrik. Resistivity material dapat diketahui dengan rumus :

R =

............. (2-23)r =

.............. (2-24)Dimana :

R = resistivitas, nm

r = resistensi

L = panjang konduktor, m

A = luas penampang, m2Pada sebuah pipa kapiler, rumus diatas akan menjadi :

r =

............ (2-25)Dimana :

L = panjang kapilaritas

= porositas

dan pada media porous :

r =

....................... (2-26)Dimana :

Le = panjang aliran

Resistivitas dari media porous sangat tergantung dari :

1. Salinitas air

2. Temperatur3. Porositas

4. Geometri pori

5. Komposisi batuan

6. Lingkungan

Setiap konduktivitas selalu dihubungkan dengan adanya kandungan air konat. Tetapi ada juga beberapa jenis batupasir yang mengandung mineral penghantar listrik. Sekalipun mineral pasir sendiri merupakan isolator terhadap arus listrik.

Karena air konat dalam pori batuan merupakan konduktor untuk menghantarkan arus listrik, maka faktor yang menentukan tahanan jenis atau resistivitas air konat harus diketahui. Adanya konsentrasi ion-ion yang terlarut dalam air formasi menyebabkan timbulnya ion-ion yang bermuatan listrik. Semakin besar konsentrasi ion, maka semakin besar pula kemampuan untuk menghantarkan arus listrik, sedangkan resistivitas akan semakin kecil.

Gaya gerak ion dalam larutan tergantung pada suhu serta mobilitas ion. Biasanya Nacl dijadikan suatu ukuran dalam menentukan salinitas air garam. Konsep dasar dalam menentukan atau mempertimbangkan sifat kelistrikan batuan adalah faktor formasi.

Menurut Archie, faktor formasi adalah perbandingan antara resistivitas batuan yang jenuh (saturasi 100%) dengan resistivitas air formasi penjenuh.

F =

............. (2-27)Dimana :

F = faktor formasi

Ro = resistivitas batuan yang jenuh

Rw = resistivitas air formasi penjenuh

Archie membuat korelasi antara faktor formasi dengan porositas sebagai berikut :

F = -m

...................... (2-28)Dimana :

m = faktor sementasi

Faktor sementasi (m) mempunyai harga tertentu, seperti yaitu ada pada Tabel 2.9.

Korelasi antara faktor formasi dengan porositas dapat dilihat pada Gambar 2.18.Sedangkan menurut Humble :

F = 0.62 -2.15

....................... (2-29)Dimana :

- Soft formation > 15% maka F = 0.75 -2

- Hard formation < 15% maka F = -2Table 2.9.

Faktor Sementasi (m) dan Lithologi

(Pirson, S.J.,1958)Diskripsi Batuan Harga m

Unconsolidated rocks (loss sand, oolitic limestone)

Very slightly cemented (gulf coast type sand, except wilcox)

Slightly cemented (most sands with 20 percent porosity or more

Moderately cemented (highly consolidated sand of 15 percent porosity or less)

Highly cemented (low porosity sands, quartzite, limestone,

dolomite of inter-granular porosity, chalk) 1.31.4 1.5

1.6 1.7

1.8 1.9

2.0 2.2

Gambar 2.12.

Kurva Korelasi Faktor Formasi dengan Porositas

(Pirson, S.J., 1958)

Dari Gambar 2.18. dapat disimpulkan hubungan antara faktor formasi (F) dengan faktor sementasi (m) dan porositas batuan (), yaitu : jika m konstan, semakin besar porositas maka faktor formasinya akan kecil, dan jika konstan, semakin besar faktor sementasi maka faktor formasinya akan semakin besar pula. Demikian pula untuk harga sebaliknya, dimana faktor formasi (F) adalah menunjukkan tingkat kekerasan batuan yang mana jika semakin besar harga faktor formasi menunjukkan batuan tersebut semakin keras.

2.2.Karakteristik Fluida Reservoir

Fluida reservoir umumnya terdapat pada batuan sedimen berpori terutama batupasir dan batuan karbonat.

Fluida reservoir yang akan dibahas sub bab ini meliputi komposisi kimia fluida reservoir dan sifat fisik fluida reservoir dimana antara keduanya saling berkaitan dan merupakan hubungan sebab akibat.2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir

Fluida reservoir terdiri dari air formasi. Dalam pembahasannya akann dibicarakan mengenai sifat-sifat kimia dan fisika kedua jenis fluida reservoir.

2.2.1.1. Komposisi Kimia Hydrocarbon

Hydrocarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom dan hydrogen. Bentuk dari senyawa hydrocarbon merupakan senyawa alamiah, dimana dapat berupa gas, cair atau padatan tergantung kepada komposisinya yang khusus serta tekanan dan temperatur yang mempengaruhinya.A. Golongan hidrokarbon jenuh

Golongan ini disebut dengan golongan parafin atau alkana dan mempunyai rumus umum CnH2n+2. Table 2.10. menunjukkan penamaan golongan ini yang penamaannya sesuai dengan jumlah atom C serta akhiran ane. Pada Gambar 2.19. diberikan contoh rumus bangun dan struktur metane dan propane. Didalam senyawa hidrokarbon, sering dijumpai molekul yang berlainan susunannya, tetapi rumus kimianya sama, atau dengan kata lain rumus molekulnya sama tetapi rumus bangunnya berbeda. Hal semacam ini dikenal dengan nama isomeri. Masing-masing senyawa hidrokarbon yang mempunyai sifat isomeri disebut isomer.Table 2.10.Penamaan golongan parafin CnH2n+2(McCain, W.D.,Jr., 1973)

No of Carbont,nName

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

20

30Methane

Ethane

Propane

Butane

Pentane

Hexane

Heptane

Octane

Nonane

Decane

Eicosane

Tricontane

Gambar. 2.13Rumus bangun golongan seri alkana atau parafin/golongan hidrokarbon jenuh.

Ini mempunyai sifat kimia dan fisika yang khas. Parafin mempunyai sifat kelembaman kimia (chemical inertness), sifat ini menyebabkan parafin dapat bertahan di dalam senyawa hidrokarbon selama berabad-abad dengan kestabilan yang tinggi.

Dalam keadaan standar (600F, 14.7 psia) seri parafin ini dapat berada dalam keadaan gas, cair atau padat tergantung pada jumlah atom C dalam satu molekulnya. Untuk empat jumlah nomor atom yang pertama (C1 sampai C4) berbentuk gas, kemudian dari C5 sampai C17 berbentuk cair dan untuk C18 keatas berupa benda padat yang tidak berwarna. Sifat-sifat alkana lain diantaranya adalah titik didih dan titik cair yang akan makin tinggi pada bobot molekul makin besar, dan semua alkana pada umumnya larut dalam air.B. Golongan hidrokarbon tak jenuh

Hidrokarbon ada yang mempunyai ikatan rangkap dua atau rangkap tiga, karena valensi yang semula mengikat atom H telah digunakan untuk mengikat dua atom C yang berdekatan, dan jumlah atom H-nya lebih sedikit dibandingkan dengan seri alkana. Hidrokarbon seperti ini disebut dengan hidrokarbon tak jenuh, yang sering disebut juga dengan golongan seri alkena.

Yang termasuk dalam hidrokarbon tak jenuh ini adalah seri olefin, seri doilefin, dan seri asetilen.Deret Olefin

Rumus umumnya CnH2n, deret ini disebut juga golongan Alkene. Didalam hidrokarbon tak jenuh seri olefin ini mempunyai ciri khusus yaitu bahwa didalam molekulnya terdapat satu ikatan rangkap dua.

Misalnya : Ethylene (Ethene).

CH2

CH2atau

Gambar 2.14Model atom dan ikatan dari ethylene

(McCain, W.D.,Jr., 1973)Deret Diolefin

Dengan rumus umum CnH2n-2 atau disebut Alkadienea, contohnya :

Butadiene-1,3 CH2 CH CHCH2Deret Asetilene

Deret ini mempunyai rumus umum CnH2n-2 dengan ikatan rangkap tiga yang mempunyai atom berdekatan atau disebut Alkynes,

contoh : Ethyne (acetyene) CH

CH

Sifat fisika dan kimia dari hidrokarbon tak jenuh adalah, karena adanya ikatan rangkap dua maka golongan ini lebih reaktif dibandingkan dengan golongan hidrokarbon jenuh, karena ikatan rangkap yang ada pada golongan ini menyebabkan lebih mudah diikat oleh unsur kimia lain.

Oleh karena sifatnya yang reaktif, maka golongan hidrokarbon tak jenuh ini sangat jarang atau tidak pernah terdapat dalam minyak mentah yang terbentuk di alam.

C. Golongan Naftena

Golongan ini sering juga disebut siklo-parafin, yang mana merupakan salah satu golongan hidrokarbon jenuh yang mempunyai rantai karbon tertutup. Apabila dalam keadaan tidak mengikat gugus gugus lain, maka rumus golongan naftena atau siklo-parafin ini adalah : CnH2n. Rumus ini sama dengan rumus untuk seri alken, tetapi sifat fisik keduanya jauh berbeda karena strukturnya yang sangat berbeda.

Tata cara pemberian nama untuk golongan ini adalah sebagaimana pada golongan alkana dan ditambah dengan awalan siklo. Dengan kata lain diawali dengan siklo kemudian diikuti dengan nama alkana yang sesuai dengan banyaknya atom C di dalam rangkaian tertutup pada struktur alkana tersebut.D. Golongan Aromatik

Pada golongan hidrokarbon aromatik ini terdiri dari benzena dan senyawa-senyawa lain yang mengandung benzena. Benzena ialah senyawa hidrokarbon yang mempunyai struktur molekul berbentuk cincin segi enam dengan tiga ikatan rangkap dua dan tiga ikatan tunggal yang terletak dalam cincin secara berselang seling. Sedangkan rumus umum dari golongan ini adalah CnH2n-6.

Gambar 2.15.

Rumus bangun dan struktur sikloparafin

(McCain, W.D.,Jr., 1973)Dalam keadaan tekanan dan temperatur standard, hidrokarbon aromatik ini dapat berada dalam bentuk cairan atau padatan. Benzene merupakan zat cair yang tidak berwarna dan mendidih pada temperatur 178 0F. Karena sebagian besar dari anggota golongan hidrokarbon ini memberikan bau yang wangi, maka golongan ini disebut sebagai golongan hidrokarbon aromatik.

Gambar 2.16Rumus bangun dan struktur sesungguh dari Benzena

(McCain, W.D.,Jr., 1973)2.2.1.2. Komposisi Kimia Air Formasi

Elemen-elemen didalam air formasi merupakan kesetimbangan ion-ion positif dan negatif. Ion-ion ini akan bergabung dengan satu atau lebih ion-ion elemen lain dan membentuk garam-garam. Oleh karena itu, air formasi dari satu lapangan dengan lapangan yang lainnya tidaklah selalu sama, perbedaan itu ditunjukkan dengan berlainannya komposisi kimia yaitu mengenai jenis kandungan dan jumlah ion penyusun dari air formasi tersebut.

1. Jenis Kandungan Ion Penyusun Air Formasi

Seperti telah diuraikan diatas bahwa garam-garam yang terlarut akan terionisasi sebagai kation dan anion. Ion-ion inilah sebagai penyusunan dari air formasi. Kation-kation yang penting sebagai penyusun utama air formasi adalah Calsium (Ca), Magnesium (Mg), Barium (Ba), Iron (Fe), sedangkan anion-anionnya adalah Chlorida (Cl), Carbonat (CO3), Bikarbonat (HCO3) dan Sulfat (SO4).

Calsium (Ca) merupakan ion penyusun yang terbanyak pada air formasi (dapat mencapai 30.000 mg/l). Ion Ca ini akan bereaksi dengan ion-ion carbon atau sulfat mebentuk scale (padatan tersuspensi).

Magnesium (Mg) adalah ion yang biasanya mempunyai konsentrasi yang lebih kecil dari Ca. Ion ini akan bereaksi dengan ion karbonat (CO3) membentuk scale (plugging).

Iron (Fe) merupakan kadar besi yang secara alamiah biasanya rendah. Adanya besi biasa menunjukkan korosi. Fe dapat berada dalam larutan sebagai ion-ion Fe3+ (Ferric) atau Fe2+ (Ferous) atau dalam suspensi sebagai komponen besi yang terpisah. Karenanya Fe sering digunakan untuk mendeteksi korosi pada sistem air. Adanya komponen-komponen besi yang mengendap dapat menyebabkan penyumbatan formasi.

Barium (Ba), ion ini bereaksi dengan SO4 menghasilkan Barium Sulfat (BaSO4) yang terlarut. Walaupun jumlahnya kecil, Barium dapat menyebabkan problema serius.

Chlorida (Cl) biasanya merupakan anion yang terbanyak dalam air formasi. Sumber terbesar ion Cl adalah senyawa NaCl. Konsentrasi ion Cl digunakan sebagai bahan pengukuran keasaman air. Walaupun penggumpalan garam menjadi masalah tetapi konsentrasinya kecil. Problem utama dari ion Cl adalah karena sifat mengkorosi dari air akan meningkat jika air makin asin.

Carbonat (CO3) dan Bikarbonat (HCO3) merupakan ion-ion yang dapat membentuk scale yang tidak larut. Konsentrasi ion-ion carbonat kadang-kadang disebut Phenophalein Alkalinity, sedang konsentrasi ion-ion bikarbonat disebut Methyl Orange Alkali. Sulfate (SO4), ion-ion sulfat bereaksi dengan calsium atau barium membentuk scale.

Sifat-sifat air formasi

1. pH

Besaran ini cukup penting untuk diketahui, karena kelarutan dari beberapa scale pada formasi serta sering digunakan untuk mengetahui hasil kerja filter.

2. Temperatur

Temperatur akan memperngaruhi kecenderungan terbentuknya scale, pH dan larutan gas dalam air serta specific gravity air.

3. Oksigen yang terlarut

Jika terdapat besi yang terlarut dalam air, maka adanya oksigen dapat menimbulkan oksida besi yang menyebabkan plugging. Selain itu dapat juga menaikkan corosivity air.

4. Sulfida sebagai H2S

Adanya H2S dalam air akan meningkatkan corosivity. H2S terdapat dalam air, bisa terjadi secara alamiah atau dihasilkan bakteri yang menghasilkan sulfida. Jika air mula-mula bebas H2S, kemudian menunjukkan tanda-tanda adanya H2S, hal ini menunjukkan adanya bakteri.

5. Populasi bakteri

Adanya bakteri akan mengakibatkan korosi atau plugging dalam pipa.

6. Kandungan minyak

Adanya minyak dalam air akan menyebabkan emulsion blocks didalam formasi, juga akan bersifat sebagai perekat yang baik bagi padatan tertentu seperti sulfida besi. Hal ini meningkatkan efisiensi plugging.

2. Jumlah Kandungan Ion Penyusun Air Formasi

Pada beberapa lapangan minyak, jumlah kandungan ion yang ada dalam air formasi antara lapangan satu dengan yang lainnya pada umumnya berbeda. Hal ini sangat tergantung pada :

1. pH

Bila pH makin tinggi (basa) maka kecenderungan membentuk scale makin tinggi pula, bila pH rendah (asam) maka kecenderungan air membentuk scale berkurang, tetapi sifat korosifnya bertambah tinggi. pH air formasi pada lapangan minyak biasanya berkisar antara 4-8.

H2S dan CO2 adalah gas-gas asam yang cenderung menurunkan pH air. Jika kedua gas tersebut terlarut dalam air serta terjadi ionisasi sampai ke tingkat tertentu, maka pH larutan dapat dipergunakan untuk menentukan derajat ionisasinya. Hal ini penting untuk meramalkan akibat yang ditimbulkan pada korosi dan padatan tersuspensi.

2. Kandungan padatan yang tersuspensi

Jumlah padatan yang disaring dari sejumlah volume air tertentu dengan memakai membran air filter, merupakan suatu dasar untuk menentukan kecenderungan penyumbatan atau plugging pori-pori batuan reservoir atau pipa-pipa aliran. Penyaring yang digunakan biasanya berukuran 0.45 micron.

3. Komposisi kimia padatan yang tersuspensi

Komposisi kimia padatan yang tersuspensi penting untuk diketahui, yaitu untuk memastikan asal padatan tersebut (dari korosi, partikel-partikel scale, pasir formasi), dengan demikian dapat dilakukan perbaikan (remedial acation) atau untuk merencanakan prosedur pembersihan seandainya terjadi penyumbatan.4. Turbidity

Turbidity artinya tingkat ketidak-jernihan air karena adanya zat-zat yang tidak larut seperti : padatan tersuspensi, dispersi minyak atau gelembung-gelembung gas. Selain itu, turbidity juga dapat menunjukkan kemungkinan terjadi penyumbatan tergantung bagaimana dan dimana air tersebut terbentuk.

Mengenai jumlah kandungan ion yang terbentuk tergantung kemampuan bereaksi masing-masing ion untuk membentuk suatu senyawa yang dikenal dengan reaction value. Sebagai contoh, untuk basa kuat (Na+, K+, dan Li+) apabila bereaksi dengan asam kuat (Cl-, SO4=, NO3-) biasanya terbentuk NaCl dan N2SO4.

2.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir

Fluida yang terdapat di dalam reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang kompleks didalam komposisi kimianya. Kegunaan mengetahui sifat fisik fluida reservoir antara lain adalah untuk memperkirakan cadangan hidrokarbon dan juga merencanakan sistem produksi.2.2.2.1. Sifat Fisik Gas

Gas sebagai salah satu fluida hidrokarbon mempunyai beberapa sifat fisik, antara lain : berat jenis, viscositas, kelarutan gas dalam air, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas.

1. Densitas Gas

Berat jenis (density) didefinisikan sebagai perbandingan antara berat dengan unit volume. Berat jenis gas diberikan secara matematis sebagai berikut :

a) Untuk gas ideal, g :

g = =

(2-30)

Dimana :

M = berat molekul, lb/lb mol

m = berat, lb

g= densitas gas

v = volume gas, cuft

P = tekanan gas, psi

T = temperatur gas, oR

R = konstanta gas umum = 10,73 psia cuft/lb mole oRRumus diatas hanya berlaku pada gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut :

................................. (2.31)

Dimana :

Z= faktor kompresibilitas gas

Ma= berat molekul tampak = yi Mi

Yi= fraksi mol komponen ke-i dalam suatu campuran gas

Mi= berat molekul untuk komponen ke-i dalam suatu campuran gas2. Viscositas Gas

Viscositas atau kekentalan adalah suatu ukuran tahanan geser (shear resistance) tentang keengganan fluida untuk mengalir, dinotasikan dengan dengan satuan poise atau centi poise (cp) diperoleh dari persamaan :

= = =

..(2-32)

dimana :

1 dyne = gram/cm/sec2

Poise (cp) = gram/cm.sec

Pengetahuan tentang viscositas sangat penting karena di dalam ilmu perminyakan aliran fluida yang terjadi baik di dalam media berpori, di dalam sumur dan di dalam separator (di permukaan) sangat dipengaruhi oleh viscositasnya.

Viscositas gas dengan simbol , tergantung pada tekanan, temperatur dan komposisi dari gas. Untuk menentukan viscositas dari gas diperlukan metoda korelasi (grafis). Viscositas gas akan semakin besar dengan naiknya tekanan dan akan mengecil dengan turunnya temperatur.3. Kelarutan Gas Dalam Air

Kelarutan gas dalam air formasi akan turun dengan naiknya kadar garam dan kelarutan gas dalam air formasi lebih kecil bila dibanding dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur sama.

Gambar 2.17.

Perbandingan viscositas g/ ga terhadap sifat pseudo-reduce

(Amyx, J.W., 1960)

Pada temperatur tetap kelarutan gas dalam air akan naik dengan naiknya tekanan. Sedang pada tekanan tetap kelarutan mula-mula menurun dengan naiknya temperatur, akan tetapi pada tekanan tinggi kelarutan mencapai harga minimum, sehingga kenaikan temperatur selanjutnya akan menaikkan kelarutan gas.

Gambar 2.18.

Kelarutan Gas dalam Air sebagai Fungsi Tekanan dan Temperatur

(Amyx, J.W., 1960)

4. Faktor Volume Formasi Gas

Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai banyaknya volume gas dalam bbl atau cuft yang ditempati 1 standart cuft gas pada tekanan dan temperatur reservoir. Dengan menganggap Z = 1 pada kondisi standart, Psc = 14.7 psia dan T = 60oF, maka untuk faktor volume formasi gas (Bg) dirumuskan sebagai berikut :

B =

............... (2-33)

= 0.02829 cuft/scf

............... (2-34)

= 0.00504 bbl/scf

............... (2-35)

Dimana :

Z = faktor deviasi gas

T = temperatur reservoir, oR

P = tekanan reservoir, psia

Ketelitian dalam perhitungan harga Bg dipengaruhi oleh perhitungan harga Z.

5. Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas per satuan volume karena adanya perubahan per satuan tekanan. Dalam bentuk matematisnya kompresibilitas gas dinyatakan sebagai berikut :

Cg = -

EMBED Equation.3 atau Cg =

atau :

Cg = - ()T

............... (2-36)

dimana :

Cg = kompresibilitas gas, psia-1

V = volume, cuft

Vm = volume per mol, cuft/lbmol

P = tekanan, psia

T = temperatur, oF2.2.2.2. Sifat Fisik Minyak

Mengetahui sifat-sifat fisik minyak merupakan hal yang sangat penting, sebab dari sini kita dapat memperkirakan dan merencanakan cara-cara pengambilannya (produksi), penyimpanan dan tranportasinya. Sehingga effisiensi dan keselamatan kerja bisa dicapai secara optimum.

1. Densitas Minyak

Berat jenis minyak atau densitas (o) didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak (lb) terhadap volume minyak (cuft). Sedangkan specific gravity minyak (o) didefinisikan sebagai perbandingan densitas minyak terhadap densitas air. Hubungan specific gravity minyak dan oAPI dinyatakan sebagai berikut :

o = =

............. (2-37)

oAPI =

............ (2-38)

Beberapa istilah untuk minyak mentah berdasarkan oAPI :

1. Minyak berat, berkisar antara 10 20 oAPI

2. Minyak sedang, berkisar antara 20 30 oAPI

3. Minyak ringan (light crude), berkisar diatas 30 oAPI

2. Viskositas Minyak

Faktor-faktor yang mempengaruhi viscositas minyak yaitu tekanan dan temperatur reservoir. Bila tekanan reservoir mula-mula lebih besar dari tekanan gelembung (bubble point pressure) maka penurunan tekanan akan mengecilkan viscositas minyak (o). Setelah mencapai Pb penurunan tekanan selanjutnya akan menaikkan harga o.

Dengan semakin naiknya temperatur reservoir akan menurunkan harga o yang tidak mengandung gas bebas.

Gambar 2.19Kurva Variasi viscositas minyak terhadap tekanan

Oleh karena adanya minyak yang tersaturasi oleh gas, maka viscositas minyak pada kondisi diatas titik gelembung harus dikoreksi.

Harga viscositas minyak dan atau viscositas minyak yang mengandung gas terlarut, diperlukan dalam perhitungan-perhitungan aliran dalam media berpori maupun dalam aliran dalam pipa. Untuk itu diperlukan korelasi yang dapat memperkirakan harga viscositas pada berbagai tekanan dan temperatur, berdasarkan parameter dasar gas dan minyak.3. Kelarutan Gas Dalam Minyak

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya SCF gas yang terlarut dalam 1 STB minyak pada kondisi standar 14.7 psia dan 60oF, 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) atau tekanan jenuh telah terlewati, harga Rs akan konstan untuk minyak mentah tidak jenuh (Gambar 2.20a).b. Temperatur reservoir

Jika tekanan dianggap tetap maka Rs akan turun jika temperatur naik (Gambar 2.20b).

Gambar 2.20a. Kurva Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai fungsi Tekanan

b. Kurva Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai fungsi Temperatur

(Pirson, S.J., 1958)c. Komposisi gas

Pada tekanan dan temperatur tertentu Rs akan berkurang dengan naiknya berat jenis gas.

d. Komposisi minyak

Pada tekanan dan temperature tertentu Rs akan naiknya dengan turunnya berat jenis minyak atau naiknya oAPI minyak.Kelarutan gas dalam minyak sangat dipengaruhi oleh bagaimana cara gas dibebaskan dari larutan hidrokarbon (gas liberation process)

4. Faktor Volume Formasi Minyak

Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai volume dalam bbl reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barel minyak dipermukaan bersama-sama dengan gas yang terlarut didalamnya. Harga Bo selalu lebih besar dari satu karena adanya pengembangan gas yang terlarut.

Kebalikan dari Bo adalah faktor penyusutan (shrinkage factor) yang sering juga dipergunakan untuk penyusutan faktor volume minyak.

Ada dua proses pembebasan gas, yaitu :

1. Flash Liberation, adalah proses pembebasan gas dimana bila tekanan turun gas masih bersentuhan dengan minyak, setelah kesetimbangan tercapai gas dibebaskan dalam jumlah banyak dibandingkan differensial liberation.2. Differential Liberation, adalah proses pembebasan gas dimana gas yang terlarut dibebaskan secara kontinyu akibat penurunan tekanan gas segera setelah dipisahkan dari minyak. Minyak hanya berada dalam kesetimbangan tertentu bersama dengan gas dan tidak dengan gas yang telah dibebaskan. Jadi selama proses ini berlangsung, komposisi total sistem akan terus berubah.

Kedua macam proses pembebasan gas ini merupakan kejadian yang berlaku dalam pergerakan minyak dari dalam reservoir ke permukaan. Bila tekanan reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung (Pres < Pb), tetapi saturasi gas dalam reservoir lebih kecil dari saturasi gas kritisnya (Sg < Sgc), maka gas bebas akan tetap bersentuhan dengan minyak semula (flash process).

Sebaliknya bila gas yang dibebaskan sudah mencapai saturasi dari gas kritisnya (Sg > Sgc), maka gas baru dapat mengalir dan meninggalkan minyak semula (differential process). Sepanjang pipa produksi (tubing), pipa alir di permukaan dan di separator akan terjadi proses pembebasan gas flash.Standing melakukan perhitungan secara empiris :

Bo = 0.972 + 0.000147F+C

................. (2-39)

Dimana :

F = Rs (SG gas/SGo)0.5 + 1.25T

Bo = faktor volume formasi, BBL/STB

T = temperatur

Rs = kelarutan gas dalam minyak, SCF/STB

Harga Rs ini ditentukan dengan menggunakan Persamaan (2-38)

C = faktor konversi untuk penyesuaian dengan data di lapangan. Apabila tidak tersedia data lapangan, gunakan harga C = 0

Gambar 2.21.

Faktor volume formasi minyak sebagai fungsi kelarutan gas dalam minyak,temperature,specific gravity minyak dan gas5. Kompresibilitas Minyak

Kompresibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak per satuan volume karena adanya perubahan per satuan tekanan.

Dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi dilapangan, yaitu :

Co =

.............. (2-40)dimana :

Bob = faktor volume formasi minyak pada tekanan saturasi, bbl\STB

Boi = faktor volume formasi minyak pada tekanan reservoir mula-mula,

bbl\STB

Pi = tekanan reservoir

Pb = tekanan bubble point

2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi1. Densitas Air Formasi

Berat jenis air formasi untuk kondisi standart (14.7 psia dan 60oF) merupakan fungsi dari jumlah padatan yang terlarut. Berat jenis pada kondisi reservoir dapat ditentukan dengan menentukan dulu berat jenisnya pada kondisi standart dengan faktor volume formasi air untuk kondisi reservoir. Pada penentuan berat jenis air formasi harus diadakan koreksinya adanya gas yang terlarut pada kondisi reservoir.2. Viscositas Air Formasi Viscositas air formasi akan naik terhadap turunnya temperature dan terhadap kenaikkan tekanan.

Gambar 2.22Viscositas Air pada Tekanan dan Temperatur Reservoir(Amyx, J.W.,1960)3. Kelarutan Air Formasi Dalam Gas

Kelarutan air dalam gas tergantung pada tekanan, temperatur dan komposisi dari air dan gas alam tersebut. Hubungan antara kelarutan air murni dalam gas alam pada tekanan dan temperatur, dimana diperlukan data reservoir untuk kelarutan air murni karena adanya kandungan salinity dimana data kelarutan air dibatasi untuk tekanan maksimal 5000 psia dan temperatur maksimum 300oF.

4. Faktor Volume Formasi Air Formasi

Faktor volume formasi air (Bw) sangat dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, dimana hubungan tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.23. Dalam gambar tersebut terlihat bahwa kenaikan tekanan akan menurunkan harga Bw pada temperatur tetap, sedangkan pada tekanan yang tetap Bw akan naik dengan naiknya temperatur.

Gambar 2.23Pengaruh Tekanan dan Temperatur pada Kelarutan Air dalam Gas Alam

(Amyx, J.W.,1960)

Gambar 2.23. dapat digunakan untuk menentukan harga Bw dibawah tekanan saturasi. Bila harga tekanan lebih besar atau diatas tekanan saturasi maka harga Bw ditentukan oleh kompresibilitas air formasi yang jenuh dengan gas terlarut, serta adanya faktor koreksi yang memperhitungkan kenaikan pemampatan karena kelarutan gas.

Gambar 2.24Faktor Volume Formasi Air Murni dan Campuran Air Gas Alam

(Amyx, J.W.,1960)

Faktor Volume Formasi Total

Pada saat tekanan reservoir lebih besar dari tekanan titik gelembung (buble point), gas dan minyak berada dalam pori-pori batuan bersama-sama, maka keadaan ini disebut Faktor Volume Formasi Total (Bt) yang diartikan sebagai banyaknya volume minyak berikut gas yang terlarut didalamnya dalam barrel reservoir untuk menghasilkan 1 STB minyak di permukaan.

Harga Bt dapat ditentukan dari volume minyak Bo dan volume gas berikut gas yang terlarut dalam minyak di reservoir Bg(Rsb Rs), sebagai berikut :

Bt = Bo + Bg(Rsb Rs)

............. (2-41)

dimana :

Rsb = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan gelembung, SCF/STB

Rs = kelarutan gas dalam minyak pada tekanan reservoir mula-mula

Gambar 2.25. menunjukkan perbedaan dari faktor volume formasi total dengan faktor volume formasi minyak dibawah tekanan gelembung Pb. Sedangkan diatas Pb faktor volume formasi keduanya sama dimana tidak ada gas bebas dari formasi pada tekanan ini. Setelah gas terbebaskan pada saat tekanan gelembung terlewati, harga faktor volume formasi total mengalami kenaikan.

Gambar 2.25.

Hubungan Antara Faktor Volume Formasi Total dengan Faktor Volume Formasi Minyak (Lee, John.,1962)

Cara lain untuk menentukan harga Bt adalah dengan grafik korelasi yang diberikan oleh Standing apabila diketahui kelarutan gas dalam minyak (Rs), gravity gas (g), oAPI, temperatur dan tekanan.

Gambar 2.26Kurva Faktor Volume Formasi Total dari Gas Hidrokarbon dan Cairan

(Lee, John.,1962)

5. Kompresibilitas Air Formasi

Kompresibilitas air formasi (Cw) sangat dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur formasi. Dodson dan Standing memberikan korelasi untuk menentukan kompresibilitas air formasi yang mana harus dikoreksi karena adanya gas yang terlarut dalam air formasi. Adanya kelarutan gas dalam air formasi akan menyebabkan kenaikan kompresibilitas air formasi.

Gambar 2.27.

Kurva Kompresibilitas Air Murni yang Dipengaruhi oleh Tekanan dan Temperatur

(Lee, John.,1962)

Gambar 2.27. merupakan kompresibilitas air murni ada tekanan diatas tekanan saturasi, terlihat pada temperatur diatas 130oF untuk tekanan tetap pada kompresibilitas air formasi akan semakin tinggi dengan naiknya temperatur.

Sedangkan pada temperatur tetap dengan naiknya tekanan maka Cw akan semakin turun.

Gambar 2.28.

Kurva Pengaruh Gas yang Terlarut pada Kompresibilitas Air Formasi

(Lee, John.,1962)

6. Sifat Kelistrikan Air Formasi

Tahanan listrik (electrical resistivity) merupakan sifat fisik dari air formasi yang berguna untuk mengidentifikasi sumur-sumur dengan menggunakan log listrik dan untuk korelasi-korelasi formasi seperti menentukan batas kontak air-minyak.

Resistivity (specific resistance) air adalah ukuran hambatan elektrolis (electrolytic conduction) dan berbanding terbalik terhadap panjangnya, secara matematis dinyatakan sebagai berikut :

R = r

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

dimana :

R = resistivity, ohm-meter

r = resistance/hambatan, ohm

A = luas penampang, m2

L = panjang dari hantaran (conductor), meter

Gambar 2.29.

Kurva Cw pada kondisi dibawah tekanan titik gelembung yang harus dikoreksi

(Lee, John.,1962)

Resistivity air formasi terutama dipengaruhi oleh temperatur dan komposisi kimia dari air formasi tersebut, seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 2.29. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa resistivity air formasi dengan salinitas tertentu, akan berkurang dengan kenaikan temperatur, atau daya hantar listriknya bertambah besar.

Untuk temperatur reservoir diatas 350oF dan salinitas air formasi ratusan ribu parts per million maka resistivity air formasi tidak dapat diperoleh dengan gambar tersebut.2.3. Kondisi Reservoir

Kondisi reservoir adalah tekanan dan temperatur, yang berperan penting dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi, sejak dimulainya proses pemboran sampai dengan akhir masa produksi.

2.3.1. Tekanan Reservoir Tekanan yang bekerja pada reservoir adalah :

1. Tekanan Hidrostatis Yaitu tekanan yang disebabkan oleh adanya fluida yang mengisi pori-pori batuan. Terjadinya tekanan ini disebabkan oleh : Pengembangan gas yang terbebaskan saat diproduksikan

Pendesakan atau ekspansi dari tudung gas atau body force, karena perbedaan densitas antara minyak dan gas sehingga terpisahkan.

2. Tekanan Kapiler

Adalah tekanan yang disebabkan adanya gas yang dipengaruhi tegangan permukaan antara dua fluida.3. Tekanan Over Burden

Merupakan tekanan yang disebabkan oleh berat batuan dan kandungan fluida didalam pori-pori batuan yang berada diatasnya.

Secara matematis tekanan over burden (P) dapat ditulis sebagai berikut :

P =

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

P = D ((1 )ma + fi)

.............. (2-44)

dimana :

D = kedalaman vertikal formasi, ft

= porositas, fraksi

Gmb = berat matrik batuan formasi, lb

Gfi = berat fluida yang terkandung didalam batuan formasi, lb

ma = densitas matrik batuan, lb/cuft

fi = densitas fluida, lb/cuft

Hubungan antara tekanan kedalaman disebut gradien tekanan formasi. Gradient tekanan hidrostatis air murni adalah 0.433 psi/feet, sedangkan untuk air asin berkisar antara 0.433 - 1 psi/feet. Penyimpangan dari harga tersebut dianggap tekanan abnormal.

Setelah akumulasi hidrokarbon didapat, maka salah satu test yang harus dilakukan adalah test untuk menentukan tekanan reservoir (P), tekanan statik sumur (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf) dan gradien tekanan formasi. Data tekanan tersebut akan berguna didalam menentukan produktivitas formasi produktif serta metode produksi yang akan dipergunakan sehingga dapat diperoleh recovery hidrokarbon yang optimum tanpa mengakibatkan kerusakan formasi.

Tekanan awal reservoir adalah tekanan reservoir pada saat pertama kali diketemukan. Tekanan dasar sumur pada sumur yang sedang berproduksi disebut tekanan alir sumur (flowing). Apabila sumur tersebut ditutup untuk selang waktu tertentu akan didapat tekanan static sumur.

2.3.2. Temperatur Reservoir

Temperatur formasi akan bertambah besar dengan bertambahnya kedalaman, yang sering disebut dengan gradien geothermis. Besaran gradien geothermis ini bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lain, dimana harga rata-ratanya adalah 2 F/100 ft. Gradien geothermis yang tinggi adalah 4 F/100 ft, sedangkan yang terendah adalah sebesar 0.5 F/100 ft. Variasi yang kecil dari gradien geothermis ini disebabkan oleh sifat konduktivitas thermis beberapa jenis batuan.

Hubungan temperatur terhadap kedalaman dapat dinyatakan sebagai berikut :

Td = Ta + @ D

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

Dimana :

Td = temperatur formasi pada kedalaman, D ft, oF

Ta = temperatur di permukaan, F

@ = gradient temperatur, F/100 ft

D = kedalaman, ft

Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah komplesi dan temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir, kecuali apabila dilakukan operasi stimulasi. Gambar 2.30. menunjukkan suatu contoh kurva temperatur versus kedalaman yang merupakan hasil survey dari suatu lapangan.

Temperatur dapat mempengaruhi reservoir. Gradien panas bumi yang tinggi dapat menyebabkan titik kritis yang didapatkan pada titik yang dangkal, keadaan ini akan mempengaruhi sifat-sifat fisik dari fluida reservoirnya.

Gambar 2.30Gradien Temperatur Rata-rata Suatu Lapangan

(Amyx, J.W.,1960)

Nilai gradien geothermis sering diperlihatkan dalam bentuk grafik (Gambar 2.30.). Selain itu untuk suatu daerah tertentu dapat pula dibuat suatu peta kontur isotherm ataupun isogradien geothermis yang dapat menunjukkan daerah yang bertemperatur tinggi.

2.4. Jenis-Jenis Reservoir

Akumulasi minyak dan gas bumi tersimpan dalam perangkap batuan reservoir sampai kedalaman tertentu dan bervariasi yang terjadi kareanbentuk-bentuk struktural, stratigrafi atau kombinasi antara keduanya. Pada umumnya akumulasi minyak selalu menempati bagian dari lapisan batuan yang berpori dan permeabel seperti batupasir, karbonat atau batuan lainnya yang memungkinkan terjadinya akumulasi hidrokarbon.

Dibawah kondisi mula-mula yang terutama dipengaruhi tekanan dan temperatur, fluida hidrokarbon ditemukan dalam bentuk gas atau cairan atau campuran keduanya. Selain itu fluida akan menerima tenaga pendorong yang berupa energi alami kelarutan arah.2.4.1. Jenis Reservoir Menurut Bentuk Perangkap

Reservoir minyak atau hidrokarbon merupakan suatu bagian dari kerak bumi yang porous dan permeabel yang mengandung minyak atau gas bumi atau keduanya.

Suatu reservoir minyak atau gas bumi akan terjadi apabila memenuhi beberapa persyaratan yang merupakan unsur pembentuk suatu reservoir, unsur-unsur tersebut adalah :

Adanya batuan reservoir yang bertindak sebagai wadah atau tempat yang dapat diisi dan dijenuhi oleh minyak atau gas bumi yang merupakan suatu lapisan batuan yang berongga atau porous.

Adanya lapisan penutup atau cap rock, yaitu suatu lapisan batuan yang tidak permeabel yang terdapat diatas reservoir untuk menghalangi minyak atau gas bumi keluar dari reservoir tersebut. Adanya perangkap reservoir atau reservoir trap, yaitu suatu unsur pembentuk reservoir yang berbentuk sedemikian rupa,yang merupakan gabungan antara batuan reservoir dan lapisan penutup yang akan dapat menyebabkan minyak atau gas bumi berada dan terperangkap.

Berdasarkan pada cara terbentuknya lapisan penyekat dan batuan reservoir, dapat diberikan suatu klasifikasi mengenai bentuk-bentuk perangkap reservoir, yaitu :

Perangkap stratigrafi

Perangkap struktur Perangkap kombinasi antara stratigrafi dan struktur.2.4.1.1. Perangkap Stratigrafi

Perangkap stratigrafi merupakan suatu perangkap reservoir yang terjadi karena adanya berbagai variasi lateral dalam lithologi suatu batuan reservoir atau adanya suatu penghentian dalam kelanjutan penyaluran minyak dan gas bumi dalam lapisan kerak bumi.

Didalam perangkap stratigrafi minyak dan gas akan terjebak dalam perjalanan ke atas, hal ini disebabkan karena batuan reservoirnya menghilang atau berubah faciesnya menjadi batuan lain dan perubahan ini akan menjadi penghalang bagi minyak dan gas bumi untuk bergerak lebih lanjut.

Perangkap stratigrafi dibagi menjadi dua macam, yaitu :

Primary stratigraphy trap

Secondary stratigraphy trap

Primary stratigraphy trap atau perangkap stratigrafi primer adalah suatu perangkap reservoir yang merupakan hasil langsung dari suatu lingkungan pengendapan, sehingga sering disebut sebagai depositional trap. Gambar 2.31. memperlihatkan perangkap stratigrafi primer.

Gambar 2.31Perangkap stratigrafi primer

(Lynch, J.E.,1962)

Secondary stratigraphy trap atau perangkap stratigrafi sekunder merupakan suatu perangkap yang dihasilkan setelah adanya pengendapan dari batuan reservoirnya.

Perangkap stratigrafi dengan unconformity atau ketidak selarasan merupakan suatu perangkap reservoir dimana pada lapisannya terjadi suatu ketidak selarasan, sehingga minyak dan gas bumi yang terdapat pada suatu lapisan dapat terhalang oleh adanya unconformity tersebut.

Bentuk dari perangkap stratigrafi dengan adanya ketidak selarasan dapat dilihat pada Gambar 2.32.

Gambar 2.32Perangkap stratigrafi dengan unconformity2.4.1.2. Perangkap Struktur

Perangkap struktur adalah suatu perangkap reservoir dimana lapisan penyekat dan batuan reservoirnya terbentuk karena keadaan dari struktur atau bentuknya sendiri.

Bentuk-bentuk perangkap reservoir yang termasuk dalam klasifikasi perangkap struktur adalah :

Perangkap struktur lipatan

Perangkap struktur patahan

Perangkap struktur kubah garam

A. Perangkap struktur lipatan

Perangkap struktur lipatan merupakan suatu perangkap reservoir yang terbentuk karena adanya unsur lipatan pada lapisan penyekat dan batuan reservoirnya.

Bentuk dari lapisan penyekat yang terdapat pada bagian atas dari suatu perangkap struktur lipatan haruslah berbentuk sedemikian rupa sehingga dapat terbentuk dari segala arah sehingga batuan tersebut tersekat.

Sehingga bagian bawah dari perangkap struktur lipatan biasanya akan terdapat air formasi yang akan berfungsi sebagai penyekat bagian bawah. Secara sederhana prinsip dari bentuk suatu perangkap struktur lipatan dapat dilihat pada Gambar 2.33.

Gambar 2.33.

Bentuk Perangkap Struktur Lipatan

Dalam menilai suatu perangkap struktur lipatan, yang harus diperhatikan adalah apakah perangkap struktur lipatan tersebut mempunyai penutup atau tidak. Tutupan atau closure pada suatu perangkap merupakan batas maksimal dari suatu wadah atau suatu tempat yang dapat diisi oleh minyak dan gas bumi, yang besar kecilnya akan ditentukan oleh adanya titik limpah pada perangkap struktur.

Titik limpah merupakan suatu titik pada suatu perangkap reservoir dimana apabila minyak yang terdapat pada perangkap tersebut bertambah banyak dan kemudian melebihi titik limpah maka minyak tersebut akan mulai melimpah dan berpindah kebagian lain dan perangkap reservoir yang mempunyai tempat yang lebih tinggi (Gambar 2.34).

Gambar 2.34Posisi Dari Tutupan dan Titik Limpah pada suatu Reservoir

(Lynch, J.E.,1962)

Dalam melakukan evaluasi terhadap suatu bentuk perangkap minyak, tutupan akan sangat berpengaruh karena tutupan tersebut akan dapat menentukan besar kecilnya cadangan yang ada dalam reservoir tersebut.B. Perangkap struktur patahan

Perangkap struktur patahan merupakan suatu perangkap reservoir yang terbentuk karena adanya patahan pada lapisan penyekat dan batuan reservoirnya.

Apabila ditinjau dari bentuk penyekatnya, suatu perangkap struktur patahan dapat terjadi karena adanya beberapa unsur, seperti :

Adanya suatu kemiringan wilayah dan dua patahan yang saling berpotongan (Gambar 2.35.)

Gambar 2.35.

Perangkap Struktur Patahan yang Dibatasi oleh Dua Patahan dan Kemiringan Wilayah

(Lynch, J.E.,1962) Adanya suatu pelengkungan atau perlipatan dari lapisan penyekatnya dan adanya patahan pada sisi lainnya. Gambar 2.37. menunjukkan perangkap patahan yang dibatasi oleh perlipatan lapisan penyekatnya dan suatu patahan.

Gambar 2.36Perangkap Struktur Patahan yang Dibatasi oleh Perlipatan Lapisan Penyekatnya dan suatu Patahan(Lynch, J.E.,1962)

Adanya pelengkungan dari patahannya dan adanya suatu kemiringan wilayah lapisan penyekatnya (Gambar 2.36.)

C. Perangkap struktur kubah garam

Perangkap struktur kubah garam merupakan salah satu perangkap reservoir yang sering dijumpai sebagai tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi.

Terjadinya perangkap struktur kubah garam disebabkan adanya suatu lapisan garam pada kedalaman tertentu didalam bumi yang karena sifat dari lapisan garam yang plastis dan mempunyai berat jenis yang rendah, maka lapisan garam tersebut akan naik menusuk ke dalam lapisan sedimen yang lain sehingga akan membentuk suatu kubah.

Gambar 2.37Perangkap Struktur Patahan yang dibatasi oleh adanya pelengkungan dari patahandan kemiringan wilayah

(Lynch, J.E.,1962)

Beberapa lapisan sedimen yang tertusuk oleh suatu lapisan garam akan dapat ikut terangkat dan seolah-olah membaji terhadap kolom garamnya. Keadaan lapisan sedimen yang membaji tersebut kemudian akan menjadi suatu perangkap reservoir minyak dan gas bumi (Gambar 2.37).

2.4.1.3. Perangkap Kombinasi Perangkap kombinasi merupakan kombinasi antara perangkap struktur dan stratigrafi yang secara bersama-sama akan menjadi faktor yang membatasi bergeraknya minyak dan gas bumi menuju tempat lain.

Gambar 2.38.

Perangkap struktur kubah garam

(Lynch, J.E.,1962)

Kombinasi unsur stratigrafi dan struktur yang sering dijumpai dalam pembentukan perangkap minyak dan gas bumi adalah sebagai berikut :

Kombinasi antara lipatan dan pembajian (pinchout)

Kombinasi antara patahan dan pembajian (pinchout)

Untuk kombinasi antara lipatan dan pembajian akan dapat terjadi karena pada salah satu arah batuan reservoir akan menghilang dan diarah yang lain akan ditutup oleh bagian antiklinnya.

Bentuk perangkap kombinasi lipatan dan pembajian dapat dilihat pada Gambar 2.41.

Gambar 2.39.Perangkap Kombinasi Lipatan dan Pembajian

(Lynch, J.E.,1962)

2.4.2. Jenis Reservoir Menurut Fasa Fluida Hydrocarbon

Berdasarkan tekanan dan temperatur mula-mula serta letaknya didalam diagram fasa P dan T, ada lima jenis reservoir yaitu : Reservoir minyak jenuh

Reservoir minyak tak jenuh

Reservoir kondensat

Reservoir gas kering

Reservoir gas basah

Selama proses produksi selalu terjadi penurunan tekanan, sedangkan temperaturnya hanya mengalami sedikit perubahan atau hampir konstan. Sehingga fluida reservoir yang semula berupa satu fasa mungkin akan berubah menjadi dua fasa pada kondisi permukaan.

2.4.2.1. Reservoir Minyak

Berdasarkan jumlah fasanya, maka reservoir minyak digolongkan menjadi dua bagian, yaitu reservoir minyak jenuh dan reservoir minyak tak jenuh.Reservoir minyak jenuh bila tekanan reservoirnya lebih rendah dari tekanan gelembungnya akan menyebabkan minyak dan gas berada dalam kesetimbangan. Sedangkan reservoir minyak tak jenuh bila tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya maka didalam reservoir tersebut hanya terdapat cairan saja, yaitu minyak.

2.4.2.1.1. Reservoir Minyak Jenuh

Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan gas terdapat bersama-sama dalam kesetimbangan. Keadaan ini dapat terjadi apabila P dan T reservoir (P2 dan T2) seperti pada Gambar 2.40. Perbandingan antara volume gas bebas (gas cap) dan volume minyak (cairan) dalam kondisi reservoirnya dapat ditunjukkan oleh garis prosentase cairan.

Suatu reservoir jenuh akan memproduksikan gas bebas saja (fasa tunggal), bila P kerja separator di permukaan ditunjukkanoleh P. Posisi dari P dan T di permukaan terhadap P dan T reservoir akan menunjukkan besarnya derajat gravity minyak yang dihasilkan, GOR di permukaan, serta faktor volume formasinya. Pada kondisi P dan T permukaan (P dan T) akan memberikan hasil GOR yang lebih tinggi dan faktor volume formasi lebih besar dibandingkan pada P dan T di permukaan (P dan T) untuk kondisi reservoir yang sama. Jika reservoir tersebut mengandung campuran hidrokarbon dengan komponen-komponen yang lebih berat maka akan menghasilkan fluida dengan oAPI yang rendah, demikian juga sebaliknya.

Ciri-ciri reservoir minyak jenuh, yaitu : Tekanan awal reservoir lebih kecil dari tekanan titik gelembung dan temperatur reservoir lebih rendah dari cricondentherm. Fluida reservoir berupa dua fasa, fasa gas berada diatas zona minyak

Specific gravity minyak berkisar antara 0.75 1.01.

Viscositas minyak berkisar antara 0.3 cp (minyak jenuh) sampai 1.00 cp (minyak tak jenuh) pada kondisi 14.7 psi dan temperatur100oF.

Gambar 2.40Diagram fasa yang menunjukkan Pdan T relatif untuk reservoir dengan

dan tanpa gas bebas

(Clark, Norman, J., 1969)

2.4.2.1.2. Reservoir Minyak Tak Jenuh

Reservoir minyak tak jenuh bila mana dalam reservoir hanya mengandung satu macam fasa saja (fasa cair), yaitu minyak. Keadaan ini dapat terjadi bila tekanan reservoirnya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya, seperti ditunjukkan dalam titik (P1 dan T1) pada Gambar 2.40.

Pada saat diproduksikan di permukaan (separator), maka akan timbul fasa cair dan fasa gas secara bersama-sama.

Pada reservoir minyak tak jenuh cenderung mengandung komponen berat yang relatif lebih banyak dibandingkan reservoir minyak jenuh sehingga hasil yang diperoleh di permukaan berlainan. Ciri-ciri reservoir minyak tak jenuh, yaitu :

Pada kondisi mula-mula tidak ada kontak langsung antar zona minyak dengan fasa gas bebas, dengan kata lain gas cap tidak terbentuk Selama penurunan tekanan awal sampai tekanan gelembung (Pb), faktor volume formasi minyak akan naik sedangkan viscositasnya akan turun

Umumnya temperatur reservoir kurang dari 150oF, dan kelarutan gas dibawah 500 scf/bbl

2.4.2.2. Reservoir Kondensat

Pada reservoir kondensat, temperatur reservoir terletak antara temperatur kritik dan cricondentherm. Tekanan awalnya lebih besar dari pada tekanan embunnya (dew-point pressure), sehingga reservoir dalam keadaan ini disebut reservoir kondensat. Pada Gambar 2.41., titik A merupakan tempat kedudukan dari P dan T reservoir mula-mula yang diasosiasikan sebagai reservoir kondensat.

Gambar 2.41.

Diagram Fasa untuk Reservoir Kondensat

(Clark, Norman, J., 1969)

Satu hal yang cukup menarik apabila ditinjau dari proses produksinya, apabila tekanan turun secara isothermis sampai titik A maka akan mulai terbentuk cairan dan pada kondisi separator cairan yang terbentuk semakin lama semakin bertambah banyak.Ciri-ciri reservoir kondensat, yaitu :

Produksi gas di permukaan disertai sedikit cairan (kondensat atau distilat) yang berasal dari pengembunan gas dengan gravity antara 50 sampai 60 oAPI.

Umumnya ditemukan pada sumur yang dalam, dimana tekanan reservoirnya tinggi sehingga sifat-sifat materinya akan berbeda dengan gas kering.

Harga GOR antara 8000 70000 scf/bbl

Penurunan harga kelarutan gas dan faktor volume formasi setelah tekanan reservoir lebih kecil dari tekanan gelembung, tidak linier dengan pengurangan yang selanjutnya,hal ini berbeda dengan reservoir minyak yang hubungannya hampir lulus.

Komposisi terutama terdiri dari metana, tetapi mengandung komponen hidrokarbon berat yang lebih banyak dari gas biasa.

Selain pengaruh tekanan dan temperatur, klasifikasi fluida reservoir sering juga didasarkan pada komposisi oAPI dari cairan yang dihasilkan, GOR dan viscositasnya.

2.4.2.3. Reservoir Gas

Reservoir jenis ini disebut reservoir gas karena didalam reservoirnya hanya terdapat fluida satu fasa, yaitu gas. Berdasarkan ada tidaknya cairan yang dihasilkan pada kondisi permukaan (separator), maka reservoir jenis ini dibagi menjadi dua, yaitu : reservoir gas kering dan reservoir gas basah.

2.4.2.3.1. Reservoir Gas Kering

Reservoir gas kering mengandung fraksi ringan seperti methana dan ethana dalam jumlah yang banyak serta sedikit fraksi berat.

Type dari diagram fasa reservoir gas kering serta kondisi operasinya ditunjukkan dalam Gambar 2.42.

Pada gambar tersebut ditunjukkan bahwa baik pada kondisi separator maupun kondisi reservoirnya akan tetap pada daerah fasa tunggal. Untuk reservoir gas kering ini tidak akan dijumpai adanya hidrokarbon cair akibat adanya proses penurunan tekanan dan temperatur baik dalam kondisi permukaan ataupun pada saat masih berada didalam reservoir. Kering disini diartikan bebas dari fasa cair.

Gambar 2.42.

Diagram fasa untuk reservoir gas kering

(Clark, Norman, J., 1969)Ciri-ciri reservoir gas kering, yaitu :

Pada kondisi reservoir awal, temperaturnya selalu berada di atas cricondentherm Gas deviation factor (Z) bervariasi antara 0.7 sampai 1.2 (1 menyatakan gas ideal).

Sifat-sifat gas kering yang terpenting adalah faktor volume formasi gas, gravity gas, kekentalan gas dan kompresibilitas gas.

Gas kering ini berbeda dengan gas basah atau kondensat, terutama komponennya.

2.4.2.3.2. Reservoir Gas Basah

Pada umumnya reservoir gas basah akan mengandung fraksi berat lebih besar