Jumat, 22 Mei 2015

Saturasi Fluida

Saturasi fluida didefinisikan dengan tingkat kejenuhan batuan dalam pori pori batuan reservoir. Batuan reservoir mengandung hidrokarbon dan air yang tersimpan dalam pori pori batuan sehinga sebagai petroleum engineering perlu mengetahui tingkat volume hidrokarbon atau volume air dalam volume pori tersebut. Metoda untuk menentukan saturasi fluida terbagi menjadi metoda secara langsung dan metoda secara tidak langsung. Metoda langsung ditempuh dengan memilih batuan yang dijadikan sample kemudian mengukur saturasi dari beberapa sample tersebut sehingga bisa mewakili seluruh karakteristik batuan formasi tersebut. Metoda tidak langsung yaitu dengan cara mengukur saturasi fluida berdasarkan hasil perhitungan dari data karakteristik sifat batuan yang lain.
Salah satu metoda yang populer untuk menghitung saturasi fluida adalah dengan  retort method. Prinsip dasar dari metode ini adalah dengan memanaskan core sample yang telah dijenuhkan, sehingga air dan minyak yang ada di dalamnya menguap dan kemudian terkondensasi. Kondensasi dari air dan minyak ini dikumpulkan dalam tabung penampung kecil. Alat yang digunakan dalam metode ini adalah Retor Distillation Apparatus.
Tetapi metode ini memiliki beberapa kelemahan. Perlu diperhatikan bahwa untuk menguapkan seluruh minyak yang ada di dalam sample core dibutuhkan suhu sekitar 1000-1100oF. Sedangkan pada suhu itu, sifat dari kristalisasi air dapat rusak. Akibatnya nilai water-recovery akan lebih besar dari nilai interstitial waternya, sehingga volume air hasil pengukuran akan meleset dari nilai saturasi air sebenarnya. Efek buruk lain yang dapat disebabkan adalah pada suhu itu struktur hidrokarbon dari minyak cenderung akan berubah sehingga volume dari fluida dapat berkurang. Minyak pada akhirnya juga dapat melapisi dinding bagian dalam dari sample core.
Metoda lain adalah dengan cara ekstraksi dengan solvent. Prinsip kerjanya adalah dengan meletakkan core di atas toluena yang berperan sebagai solvent kemudian mendidihkan solvent sehingga fluida dalam core akan menguap. Uap terkondensasi sehingga jatuh dan ditampung oleh graduated tube. proses ini terus berlanjut hingga volume uap air dalam graduated tube telah konstan. Sehingga Perhitungan saturasi minyak dengan cara Metoda ekstraksi ini akan lebih sempurna apabila kita gunakan sochlet extraction. Prinsip kerjanya sama dengan metoda diatas hanya saja sochlet tidak memiliki wadah penampung hasil kondensasi. Hasil kondensasi jatuh di core.
Metoda lain dalam menentukan saturasi adalah dengan menggunakan sentrifugal. Metode ini menggunakan alat yang disebut Centrifuge. Prinsip dasar dari metode ini adalah dengan menginjeksikan solvent (zat pelarut) di tengah centrifuge. Kemudian gaya sentrifugal yang disebabkan oleh centrifuge akan menyebabkan zat pelarut bergerak ke luar pusat lingkaran. Gerakan dari zat pelarut inilah yang nantinya akan mendorong keluar fluida yang ada di dalam sample core. Fluida yang terdesak tadi akan terperangkap di dalam suatu wadah dan akhirnya volume fluida dapat dikuantitasi untuk menghitung saturasi.

Faktor faktor yang mempengaruhi saturasi fluida dari core
Core berasal dari batuan formasi yang diangkat ke permukaan. Saat terjadi pengangkatan, ada beberapa faktor yang dapat menyebakan perubahan saturasi fluida pada core tersebut. Yang pertama adalah biasanya saat pembroan digunakan metoda water base mud. Metode pemboran ini dapat mengubah saturasi air dalam core sehingga saturasi air akan lebih besar dibandingkan dengan yang sebenarnya. Yang kedua adalah faktor kompressibiltas yang berbeda dari gas, oil dan air sehingga ketika core diangkat maka terjadi penurunan tekanan yang mengakibatkan volume gas mendesak volume air dan volume oil. Hal ini disebabkan oleh faktor kompresibilitas gas yang besar. Gejala ini dapat dicegah dengan cara mengatur tekanan selama proses produksi.
Selain itu, saturasi dapat terganggu akibat cara pemboran baik secara oil base muds dan water base muds. Pada water base muds, saturasi original air akan mengalami penambahan akibat asupan air tambahan dari permukaan saat terjadi pemboran. Berhubung saturasi air bertambah maka saturasi minyak berkurang. Pada saat terjadi pengangkatan core, tekanan menurun sehingga seperti paragraf sebelumnya saturasi baik oil dan air berkurang. Muncul pula saturasi gas. (Sair +S oil +S gas <> 100). Pada teknik pemboran oil base mud, kita gunakan asupan oil tambahan dari permukaan untuk proses pemboran. Hal ini tidak mengubah sama sekali saturasi air namun saturasi minyak akan berubah akibat adanya filtrat. Metoda lain untuk mengetahui saturasi air dalam core di resevoir adalah dengan menganalisis filtrat hasil pemboran di permukaan .

Fungsi core dalam menentukan saturasi fluida
Core sebagai hasil dari oil based muds sangat cocok untuk digunakan sebagai standar perhitungan saturasi air sedangkan core ahsil dari water based muds dapat digunakan untuk menghitung original oil-gas contact, original oil-water contact, dan jumlah pasir yang terbawa saat produksi.
Perubahan saturasi saat pengangkatan core dapat kita jadikan sebagai alat untuk menghitung water oil contact. Alasannya adalah saturasi minyak akan menurun secara konstan pada regional minyak namun pada regional air saturasi minyak adalah konstan.
Fungsi lain dari menentukan saturasi fluida pada sample core adalah untuk mendapatkan hubungan antara metoda langsung dan tidak langsung dalam menentukan sifat fisis core di reservoir.


Tidak ada komentar:

Posting Komentar