Driving Mechanisms

Posted: 11/10/2013 in Uncategorized
Distribusi Tekanan Dalam Reservoir yang memproduksikan HC

Distribusi Tekanan Dalam Reservoir yang memproduksikan HC

Drawdown : perbedaan tekanan antara tekanan reservoir dan tekanan aliran di sumur.
Energi reservoir :

  • Sebagian tekanan overburden yang bekerja pada fluida dan batuannya,
  • Gas bebas, gas terlarut dan hidrokarbon cair yang bersifat kompresibel,
  • Tudung gas (bila ada), dan
  • Kolom hidrostatik air atau aquifer yang berhubungan dengan reservoir hidrokarbon.

Reservoir driving mechanisms dapat dikelompokkan atas :
1. Solution Gas atau Depletion drive mechanism
2. Segregation atau Gas cap drive mechanism
3. Water drive (weak and strong) mechanism
4. Combination drive mechanism

Source: Catatan Kuliah Sistem Reservoir, Prof. Pudji Permadi

Fluida reservoir diklasifikasi berdasarkan beberapa parameter yaitu:

  • GOR pada saat awal produksi
  • API Gravity
  • Warna dari fluida ketika di stock tank

Berikut ini tabel matriks klasifikasi fluida reservoir fluids_prop

Dari tabel diatas diketahui bahwa jenis fluida reservoir adalah sebagai berikut:

1. Black Oil

Fluida terdiri dari rantai hidrokarbon yang besar, berat dan tidak mudah menguap. Hal ini dapat dilihat dari diagram fasanya (Gambar 1), pada diagram fasa tersebut dapat dilihat bahwa Temperatur Kritis (Tc) lebih besar daripada Temperatur  reservoir (Tr). Pada saat Pr lebih tinggi dari Pb, fluida dalam kondisi tak jenuh (undersaturated) dimana pada kondisi ini minyak dapat mengandung banyak gas. Ketika tekanan reservoir (Pr) turun dan dibawah tekanan gelembung (Pb) maka fluida akan melepaskan gas yang dikandungnya dalam reservoir hanya saja pada separator jumlah cairan yang dihasilkan masih lebih besar.

pvt_blackoil

Gambar 1

2. Volatile Oil

Terdiri dari rantai hidrokarbon ringan dan intermediate sehingga mudah menguap. Temperatur kritis (Tc) lebih kecil daripada black oil bahkan hampir sama dengan Temperatur reservoirnya (Tr). Rentang harga temperatur cakupannya lebih kecil dibandingkan black oil. Penurunan sedikit tekanan selama masa produksi akan mengakibatkan pelepasan gas cukup besar di reservoir. Jumlah liquid yang dihasilkan pada separator lebih sedikit dibandingkan black oil. Gambar 2 menunjukan sifat dari fluida jenis Volatile Oil (minyak yang mudah menguap).

pvt_volatileoil

Gambar 2

3. Retrograte Gas

Pada kondisi awal reservoir fluida berbentuk fasa gas, dengan seiring penurunan tekanan reservoir maka gas akan mengalami pengembunan dan terbentuklah cairan direservoir. Diagram fasa dari retrograde gas (Gamabr 3) memiliki temperatur kritik lebih kecil dari temperatur reservoir dan cricondentherm lebih besar daripada temperatur reservoir. Cairan yang diproduksi inilah yang disebut dengan gas kondensat.

pvt_retrogategas

Gambar 3

4. Wet Gas

Wet gas terjadi semata-mata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang penurunan tekanan reservoir. Jalur tekanan, garis 1-2, tidak masuk ke dalam lengkungan fasa (Gambar 4). Maka dari itu, tidak ada cairan yang terbentuk di dalam reservoir. Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang mengakibatkan sejumlah cairan terjadi di permukaan (disebut kondensat). Kata “wet” (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas tersebut basah oleh air, tetapi mengacu pada cairan hidrokarbon yang terkondensasi pada kondisi permukaan.

pvt_wetgas

Gambar 4

5. Dry Gas

Dry gas terutama merupakan metana dengan sejumlah intermediates. Gambar 5 menunjukkan bahwa campuran hidrokarbon semata-mata berupa gas di reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal berada di luar lengkungan fasa. Maka dari itu, tidak terbentuk cairan di permukaan. Reservoir dry gasbiasanya disebut reservoir gas.

Gambar 5

Gambar 5

Sumber:

HWU, 2005, Reservoir Engineering

Pertamina, Teknik Reservoir (Manajemen Produksi Hulu)

Reservoir minyak dan gas ditemukan pada kedalaman tertentu di bawah permukaan bumi, dimana pada kedalaman tersebut terdapat dua sistem tekanan yang bekerja yaitu tekanan yang diakibatkan oleh berat beban lapisan permukaan bumi atau yang lebih dikenal tekanan overburden (Overburden Pressure) dan tekanan kolom fluida itu sendiri. Adapun gradien tekanan overburden adalah 1 Psi/ft sehingga

Pov = 1 D, (D=Depth)

Tekanan fluida pada reservoir hidrokarbon ditentukan oleh tekanan fluida air (Pw) disekitar reservoir. Tekanan fluida air (Pw) dinyatakan dalam persamaan berikut ini:

Pw

dimana gradien tekanan untuk tiap jenis fluida dipengaruhi oleh specific gravity jenis fluida tersebut. Gradien tekanan untuk beberapa jenis fluida pada sistem reservoir adalah :

Pgradient

Berikut ini gambaran hubungan antara tekanan overburden dan tekanan kolom fluida pada sistem reservoir:

Povb_Pfluids

Sumber:

Heriot Watt Univ, 2005, Reservoir Engineering

Fungsi utama dari penyemenan pada sumur baik sumur gas maupun minyak adalah sebagai berikut:

1. Memberikan zona isolasi
2. Mendukung beban aksial casing string
3. Memberikan perlindungan terhadap fluida korosi pada casing
4. Memberikan dukungan/penahan lubang sumur

Semen yang digunakan pada saat penyemenan lubang sumur adalah semen jenis portland dimana semen tersebut terdiri dari batu gamping dna lempung yang mengandung Kalsium Karbonat (CaCO3) yang tinggi.

Secara umum penyemenan dapat dibagi menjadi dua yaitu:
a. Primary Cementing
Merupakan penyemenan pertama kali yang dilakukan setelah pipa selubung diturunkan kedalam sumur.
Penyemenan antara formasi dengan pipa selubung bertujuan untuk :

  • Melindungi formasi yang akan dibor dari formasi sebelumnya dibelakang pipa selubung yang mungkin bermasalah.
  • Mengisolasi formasi tekanan tinggi dari zona dangkal sebelumnya.
  • Melindungi daerah produksi dari water-bearing sands.

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

  • Menyempurnakan primary cementing ataupun untuk perbaikan terhadap hasil penyemenan yang rusak.
  • Mengurangi water-oil ratio, gas-oil ratio dan water-gas ratio.
  • Menutup kembali zona produksi yang diperforasi apabila pemboran mengalami kegagalan dalam mendapatkan minyak.
  • Memperbaiki kebocoran pada pipa selubung.
  • Menghentikan lost circulation yang terjadi pada saat pemboran berlangsung.

Making a Trip adalah kegiatan menarik dan menyambungkan rangkaian pipa kedalam lubang bor dalam kegiatan pemboran.

Tripping Out Tripping In
  • Elevators raised
  • Tripping In — Latching Elevators to Top of Stand
  • Moving pipe to rotary
  • Pipe is made up
  • Slips are pulled
  • Slips are set
  • Elevators are unlatched
  • Process repeated for all stands
  • Pickup kelly and attach to drill string
  • Break circulation, and
  • Resume drilling
Menarik Rangkaian Pipa Pemboran (Tripping-Out)

Menarik Rangkaian Pipa Pemboran (Tripping-Out)

Menyambung Rangkaian Pipa Pemboran (Tripping - In)

Menyambung Rangkaian Pipa Pemboran (Tripping – In)

Sumber:

Bourgoyne Jr, Adam T,et al, 1986, Applied Drilling Engineering, SPE, Richardson

https://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/drilling/trippingout_in.html

Secara garis besar rig pemboran dibagi menjadi dua kelompok berdasarkan lokasi kegiatan pemboran yaitu pemboran yang dilakukan di darat (Land Rigs) dan laut (Offshore/Marine Rigs) seperti tampak pada gambar dibawah ini.

drillingrigs

Rig pemboran yang beroperasi dilautan dapat dibagi menjadi dua kelompok yaitu:

– Bottom Supported Rigs, Rig jenis ini ditopang oleh struktur rig hingga ke dasar laut dengan kata lain kaki – kai rig menempel (menancap) didasar laut.

– Floating Rigs, Rig jenis ini sifatnya mengapung (floating) dimana untuk struktur rig diikat oleh tali – tali jangkar di dasar laut. Selain itu rigs jenis ini juga dapat didipindahkan ke lokasi lainnya setelah pemboran disuatu lokasi selesai.

Berikut contoh ilustrasi type Land Rigs dan Marine Rigs (Bottom Supported Rigs & Floating Rigs).

drillingrigs_type

Selama melakukan pemboran sumur kita harus memperhatikan relevansi kaitan antara tekanan dan kegiatan pemboran. Tekanan – tekanan tersebut diantaranya:

– Pore pressure,
– Formation fracture gradient.
– Overburden pressure,
– Gas behaviour.

Safety Margin Pressure

Safety Margin Pressure

Mempelajari mengenai pori (Pore), Fracture Gradient dan Overburden akan membantu kita dalam mendesain lumpur pemboran (Mud Design), Casing (Casing Design), Pengendalian Semburan Liar (Well Control), menghindari terjepit atau terjebaknya rangkaian pipa pemboran (Avoid Stuck Drill String) dan menentukan laju pemboran (Rate of Penetration).

Tekanan formasi yang dihitung diantaranya:

Hidrostatic Pressure:

HP (psi) = 0.052 x TVD (ft) x MW (ppg)
– MW = Mud Weight
– 0.052 is a conversion factor
– MW of 1 ppg has a gradient of 0.052 psi/ft

sedangkan tekanan pori (pore pressure) didefinisikan sebagai tekanan yang terjadi pada fluida didalam ruang pori batuan. Tekanan pori normalnya sebesar 0.465 psi/ft. Fracture gradian (gradien rekah) adalah tekanan dimana formasi akan pecah/retak (rusak).

Fracture Gradient

Fracture Gradient

Tekanan Overburden adalah tekanan yang diberikan oleh berat total formasi diatasnya. Selain tekanan formasi dan tekanan overburden kelakuan sifat dari gas juga perlu mendapat perhatian karena selama masa pemboran mungkin saja melalui formasi – formasi gas yang bila tidak mendapat perhatian serius dapat berakibat terjadinya kick dan blow up.

Overburden Pressure

Overburden Pressure