Geokimia Minyak & Gas Bumi

Geokimia Minyak & Gas Bumi merupakan aplikasi dari ilmu kimia yang mempelajari
tentang asal, migrasi, akumulasi serta alterasi minyak bumi (John M. Hunt, 1979).

Petroleum biasanya juga diartikan minyak dan gas bumi yang memiliki komposisi kimia
berupa Carbon dan Hidrogen. Komposisi kimia ini dihasilkan dari proses pembusukan
(dekomposisi) serta kematangan termal material organik.
Material organik tersebut berasal dari tumbuh2an dan algae. Material organik ini ketika
mati segera diendapkan. Akibat adanya suhu, tekanan serta waktu yang cukup, komponen2
tumbuhan dan algae teralterasi menjadi minyak, gas dan kerogen. Kerogen dapat dianggap
sebagai material padat sisa tumbuhan.

Shale dan Limestone yang mengandung material organik disebut sebagai source rock
karena batuan tersebut merupakan batuan sumber untuk menghasilkan minyak & gas bumi.
Analisis Geokimia dalam dunia perminyakan tersebut bertujuan untuk :
a. Untuk mengidentifikasi source rock dan menentukan jumlah, tipe, dan tingkat
kematangan material organik
b. Mengevaluasi perkiraan kapan migrasi minyak & gas bumi dari source rock
c. Memprediksi jalur migrasi
d. Korelasi komposisi minyak & gas bumi yang berada di dalam reservoar, rembesan
(seeps) untuk mengetahui keberadaannya.

Kebanyakan analisis geokimia menggunakan isotop stabil ; analisis hidrokarbon untuk
material organik yaitu dengan Gas Chromatography (GC) dan Gas Chromatography – Mass
Spectrometry (GC-MS) ; indikator kematangan menggunakan Vitrinite Reflectance (%Ro) ;
pirolisis dan analisis ; tipe kerogen.

Selengkapnya download  disini

Gas Hidrat (Gas Alam Padat)

Pernahkan kita bayangkan, kita mengeluarkan beberapa bongkahan es dari lemari es, kemudian kita nyalakan api dari bongkahan es tersebut untuk memanaskan secangkir kopi hangat di pagi hari? Tidak lama lagi kita akan melakukan hal itu. Bongkahan itu bukan sembarang es, tetapi es yang didalamnya berisi gas alam yang telah dipadatkan, yang dalam bahasa ilmiahnya disebut gas alam padat atau hidrat gas alam (natural gas hydrate atau NGH). NGH adalah kristal es yang terbentuk dimana lapisan es menutupi molekul gas yang terjebak didalamnya.

1. Pembakaran NGH.
2. Struktur 3 dimensi NGH.

NGH stabil pada tekanan tinggi dan suhu rendah, dan terjadi secara alami di dasar laut yang bertekanan tinggi dan bersuhu rendah pada kedalaman 150-2000 meter dibawah permukaan air laut. Eksplorasi NGH dari dasar laut masih memerlukan 30-40 tahun untuk menjadi ekonomis, yaitu pada saat cadangan energi fosil telah habis. NGH juga terjadi sebagai problem pada pipa saluran gas alam bertekanan tinggi didaerah yang dingin. Terbentuknya NGH dapat menghamapat aliran gas pada pipa. Pada saat ini penelitian NGH banyak dilakukan sebagai alternatif sistem pengangkutan dan penyimpanan gas alam, yang selama ini didominasi oleh sistem pemipaan dan gas alam cair (liquefied natural gas, LNG)

Metode pemipaan sangat efisien untuk transportasi dalam jarak yang tidak begitu jauh. Semakin jauh jarak yang akan di tempuh, pemipaan semakin tidak ekonomis. Pemipaan dilakukan dengan menyalurkan gas alam bertekanan 700-1100 psig melalui pipa. Rata-rata biaya pemipaan adalah 1-5 USD per miles, tergantung dari kondisi daerah tempat ladang minyak berada dan daerah yang akan di lewati pipa. Pemipaan diatas 200 miles saat ini dianggap tidak ekonomis, walaupun demikian, pemipaan diatas 2000 mile saat ini sedang ditenderkan untuk transportasi gas alam dari Timur Tengah ke Pakistan dan India, juga dari Venevuela ke Amerika.

Metode pencairan dilakukan dengan mendinginkan gas pada suhu -162oC. Volume gas cair setara dengan 600 kali dari volume gas pada suhu ruang. Walaupun demikian ongkos LNG masih mahal yaitu USD 15 untuk gas dengan jumlah setara 1 barel minyak bumi. Sistem LNG membutuhkan instalasi yang rumit dan pendingin khusus untuk transportasinya. Sistim ini banyak di gunakan untuk transportasi jarak jauh. Pembangunan sistem LNG semakin murah sejak 25 tahun terakhir setelah ditemukan kemajuan besar dalam efisiensi termodinamika sehingga LNG menjadi pilihan utama transportasi gas alam di dunia. Investasi LNG membutuhkan biaya yang sangat mahal, sekitar 1 milyar USD untuk memproduksi 0.5 milyar kaki kubik per hari.

Transportasi gas dapat juga dilakukan dalam kontainer bertekanan tinggi, sekitar 1800 psig s- 3600 psig. Biaya investasi yang CNG lebih rendah dari LNG sehingga CNG lebih cocok untuk ladang gas dengan kapasitas kecil. Kelemahan system CNG diantaranya: memerlukan kapal khusus dengan container bertekanan untuk mengangkut CNG dan pompa besar serta waktu yang lama untuk pengisian gas sampai bertekanan 3000 psig. Teknologi ini sedang dipertimbangkan oleh Perusahaan Gas Negara (PGN) sebagai sistem transportasi untuk dsitribusi gas alam di Indonesia.

Dalam sistem gas alam padat, NGH diproduksi dari percampuran gas alam dengan air untuk membentuk kristal es. Gas alam padat terjadi ketika beberapa partikel kecil dari gas seperti metana, etana, dan propana, menstabilkan ikatan hidrogen dengan air untuk membentuk struktur sangkar 3 dimensi dengan molekul gas alam terjebak dalam sangkar tersebut.?Sebuah sangkar terbuat dari beberapa molekul air yang terikat oleh ikatan hidrogen. Tipe ini dikenal dengan nama clathrates. Gas alam padat diperkirakan akan menjadi media baru untuk penyimpanan dan transportasi gas, sebab memiliki stabilitas yang tinggi pada suhu dibawah 0oC pada tekanan atmosfer. Kestabilan tersebut disebabkan lapisen es yang terjadi pada saat hidrat terurai (terdisosiasi), lapisan es tersebut menutupi hidrat dan mencegah penguraian lebih lanjut. NGH lebih padat dari gas alam, 1 meter kubik NGH setara dengan 170 meter cubic dari gas alam pada tekaan 1 atm, pada suhu 25oC.

Sistem gas alam padat meliputi 3 step yaitu, produksi, transportasi dan gasifikasi ulang. Investasi yang digunakan untuk membangun sistem gas alam padat jauh lebih murah dari pada gas alam cair. Dengan sistem gas alam padat, ladang-ladang minyak dengan kapasitas kecil yang tidak memungkinkan diekploitasi dengan sistem gas alam cair dapat dimanfaatkan.

Saat ini cadangan gas alam yang dimiliki Indonesia diperkirakan sebesar 134,0 triliun kaki kubik (TCF( yang tersebar di Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Tengah, Sumatera Selatan, Jawa Barat, Jawa Tengah,

 Jawa Timur, Kalimantan Timur, Natuna, Sulawesi Selatan, dan Papua. Meski?cadangan sangat besar, kemampuan untuk memproduksi gas tersebut masih sangat terbatas sehingga Indonesia setiap tahun hanya memproduksi gas sekitar 3 TCF. Poduksi gas alam tercatat sebesar 8,6 miliar kaki kubik per hari, dimana 6,6 miliar kaki kubik dari produksi tersebut digunakan untuk ekspor dan sisanya sebesar 2,0 miliar kaki kubik untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri yaitu untuk keperluan fertilizers, refinery, petrochemicals, LPG domestik, PGN, PLN, dan industri lainnya. Penerimaan negara dari gas alam rata-rata sebesar 10% dari total penerimaan negara, dan 80 ladang gas dengan kapasitas cadangan kecil yang belum dimanfaatkan secara optimal, karena kendala sistem transportasinya. Dengan system tranportasi NGH diharapkan kita mampu memanfaatkan ladang gas kita dengan optimal. Dan sebentar lagi, memanaskan secangkir kopi hangat dengan menyalakan bongkahan es tidak hanya ada dalam bayangan saja.

Sumber artikel Gas Hidrat : http://www.energi.lipi.go.id/utama.cgi?cetakartikel&1096194535

Shale Gas

Perkembangan ilmu kebumian dan teknologinya, telah menggeser konsep mengenai Petroleum System dengan penemuan lapangan-lapangan gas pada lapisan batuserpih yang bernama Barnett Shale (batuserpih Barnett) di Fort Worth Basin, North-Central Texas, Amerika Serikat. Louis S Durham, seorang koresponden Explorer, menyebutnya sebagai sensasi dalam kurun waktu 17 tahun. The 17-year overnight sensation…..

Saat ini, untuk mendapatkan gas pada kedalaman 6,000 - 7,000 ft (sekitar 2000an meter), kita tidak perlu lagi repot-repot mencari reservoir, perangkap, jalur migrasi atau lapisan penutup. Cukup dengan mendapatkan langsung batuan induknya (shale) yang berkualitas dan mengindikasikan gas, kemudian bor dan lakukan fracturing ( melakukan perekahan lapisan batuan dengan pompa hidraulik yang bertekanan tinggi), lalu produksikan.

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/b/bb/GasDepositDiagram.jpg

Metoda ini telah terbukti sejak tahun 1998, ketika dimulainya produksi gas di lapangan Newark East, North-Central Texas, yang hingga saat ini telah dibor sebanyak lebih dari 2,340 sumur dengan rata-rata kedalaman 6,500 Feet.

Kumulatif produksi gas, hingga kini, di daerah ini telah mencapai lebih dari 3,7 TCF (Trillion Cubic Feet) atau lebih dari 1 BCF (Billion Cubic Feet) perhari, yang menjadikannya lapangan gas terbesar di Amerika Serikat dan mengalahkan Hugoton Field, yang sebelumnya dianggap sebagai lapangan gas terbesar di negeri Paman Sam ini. Diperkirakan impact ekonomi yang dihasilkan dari kegiatan eksplorasi dan produksi gas shale ini mencapai 100 Milyar USD. Wow…luar biasa.
Gas Booming…

Menurut Patrick J F Gratton , seorang independent geologist, menyebutkan bahwa saat ini telah ada lebih dari 100 perusahaan yang melakukan kegiatan eksplorasi dan produksi di daerah ini.
Lapangan-lapangan gas yang berasal dari shale Formasi Barnett yang berada di daerah Newark East, terletak di sebelah tenggara wilayah Wise, atau baratdaya wilayah Denton di bagian utara-tengah negara bagian Texas. Sumur gas terbaik ditemukan di lapangan gas yang berada di selatan wilayah Johnson.

Banyaknya perusahaan yang berminat masuk dalam jajaran pemain gas baru ini bukan tanpa alasan. Data statistik menunjukkan bahwa telah lebih dari 1 TCF gas telah diproduksikan dengan rata-rata produksi persumur sekitar 1.5 MMSCF (Million Standard Cubic Feet) atau produksi perharinya mencapai lebih dari 1 BCF. Berdasarkan beberapa laporan study menyatakan bahwa cadangan gas yang telah dibukukan dan disertifikasi mencapai angka beberapa TCF.

Apabila kita bandingkan dengan lapangan-lapangan gas lainnya di Negara bagian Texas ini umumnya mengalami penurunan produksi (declining) atau stabil (flat), maka di lapangan produksi gas yang berasal dari formasi Barnett Shale ini justru menunjukkan fenomena sebaliknya. Semakin hari produksinya semakin meningkat. Maka tidak keliru kalau salah seorang konsultan geologi yang bernama Kent Bowker menyebutnya sebagai mesin yang bergerak terus menerus. Barnett Shale is like a perpetual motion machine, and there is no prospect of the end…,seperti yang diungkapkannya dalam Explorer Edisi Mei 2005. It sounds like a gas factor…,tambahnya.
Multiplier Effect

Kesuksesan dalam mengeksplorasi shale gas pada Formasi Barnett ternyata telah memberi inspirasi dan sekaligus membuka peluang penemuan lainnya yang tidak kalah besarnya, seperti Fayetteville atau Arkoma Shale di Arkansas dan Oklahoma, Bakken Shale di Montana dan North Dakota, Haynesville Shale di North Louisiana, Conasauga Shale di Northeastern Alabama, Marcellus Shale di West Virginia dan bahkan telah merembet ke utara, menyebrang negara Canada, dengan ditemukannya potensi shale gas pada Formasi Utica di Appalachian Basin, Quebec.

Kenaikan harga gas dan perkembangan teknologi dibidang pemboran dan komplesi telah membuat bisnis shale gas menjadi sangat diminati. Menurut David Reimer, Senior Data Advisor HIS Energy Houston, dalam presentasinya di AAPG Annual Convention di San Antonio, Tx, tahun 2008 lalu, mengatakan bahwa pada tahun 2007 telah dilakukan komplesi shale gas 4,185 sumur. Dan hingga saat ini, tidak ada tanda-tanda yang menunjukkan penurunan kegiatan eksplorasi dan produksi Shale gas.

Masih menurut Reimer, dari kegiatan produksi selama tahun 2006 dan 2007 di Region Timurlaut Amerika, produksi gas berasal dari Marcellus Shale diperkirakan mencapai 500 Billion Cubic Feet (BCF). Sementara itu di Region Tengah, berasal dari Woodford Shale selama tahun 2007 telah menyelesaikan kegiatan komplesi sebanyak 266 sumur. Saat ini, yang cukup “hot”, berasal dari Bakken shale di Williston Basin, Montana dan North Dakota, dimana menurut laporan US Geological Survey diperkirakan masih ada cadangan gas yang belum terambil sebesar 1.85 Trillion Cubic Feet (TCF).

Di Arkoma Basin, Arkansas-Oklahoma, Fayetteville Shale produksi gas dari formasi ini mengalami peningkatan yang tajam, dari tahun 2006 sekitar 14.9 BCFG menjadi 63.7 BCFG di tahun 2007, dan nampaknya trendnya terus meningkat.
Demam Gas Shale Merebak Sampai Canada

Menurut Susan R Eaton, Explorer Correspondent, untuk merespon berkembangnya industry migas di provinsi ini, para ahli perminyakan telah membentuk L’Association petroliere et gaziere du Quebec (APGQ) pada bulan April 2009 dan tujuh bulan kemudian, tepatnya bulan Oktober 2009 mereka telah mengadakan konferensi yang dihadiri oleh sekitar 400 orang delegasi dari berbagai institusi termasuk mahasiswa.

Menurut Jean-Yves Chattelier, salah seoarng anggota AAPG yang bekerja untuk Talisman Energy Inc, mengatakan bahwa demam gas shale di Canada baru merupakan langkah awal atau early in the game. Namun dia amat yakin bahwa gas resources yang dikandung dalam Formasi Utica dengan ketebalan antara 1,500 sampai 2,000 meter akan menyimpan potensi yang sangat besar. The Utica has incredible Gas in Place…, tambahnya.
Bagaimana di Indonesia ?

Sejauh ini saya belum mendengar adanya inisiatif untuk mengembangkan shale gas di negeri kita tercinta (atau mungkin sudah ada cuma saya tidak tahu ?). Kalau melihat potensinya, nampaknya kita bisa meniru keberhasilan para petroleum geologist di Amerika.

Di Cekungan Sumatra Utara kita punya Baong Shale, di Sumatra Tengah ada Telisa Shale dan di Jambi serta Sumatra Selatan terdapat Gumai Shale. Begitu juga di Jawa Barat, Jawa Timur, Kalimantan hingga Papua, saya yakin ada Formasi Shale yang sangat tebal dan kaya akan organic matter, seperti Formasi Klasafet di Salawati Basin.

Mungkin sudah saatnya kita mulai mengembangkan shale gas di negeri ini, mengingat kebutuhan akan gas dari tahun ke tahun meningkat terus. Apalagi PLN sudah mulai bergerak melakukan konversi pembangkit listrik tenaga diesel atau bbm ke arah pemakaian gas alam. Sementara menunggu CBM (Coal Bed Methane), rasanya masih lama. Belum lagi berbagai persoalan non teknisnya yang masih memerlukan fine tuning.

Sumber : http://geologi.iagi.or.id/2010/01/11/gas-shale/

Basic of Evaluation Concepts : Properties of Rock for Log Analyzing

Logging provides data needed to evaluate the quantity of hydrocarbon in the coating on the actual situation.  Curves log provide data on the properties of rocks and fluids.

Rock properties that are important to analyze the logs are porosity, water saturation, permeability. The first two parameters can be calculated quantity of hydrocarbons in the layer, and the last parameter indicate where the hydrocarbon can be produced.

Porosity
Porosity is Part of the Total volume of porous rocks. In unconsolidated formation, number of porosity depends on grain size distribution. If all grain have a similar size, porosity will be able on number 0,35-0,4 (high). But, it will be lower if grains have variative size, because the small grain able to fill in space between larger grain.


Water Saturation
Water Saturation is Part of porous space filled with water (Sw). Residual part of water saturation named hydrocarbon saturation (Sh). Sh = 1 - Sw. The main purpose from logging operation is for this, make calculating saturation of water and hydrocarbon


Permeability
Permeability is ability of rocks to pass the fluids. Permeability depends on grain size of sedimentary rocks. Sediment with large grain size and large pore has high permeability number, and the opposite. 




Hydrocarbon-Bearing Rocks
Generally consist of sandstone, limestone, and dolomit.

Sand can moved and deposited by water. The more swift water flow, more coarse grain. Therefore the sand tends to have a similar porosity between of it's grains.

Limestone isn't like sand, it will be deposited by seawater movement. A few part solute deposit, and the other part is heaps of organic remains. Porosity of limestone is less similar than sandstone.

Dolomit is built when water rich of magnesium flow on limestone, and change few calcium with magnesium. Dolomitization is important mechanism to avail pore space for hydrocarbon accumulation.


Clays and Shales
Clays are main component of sedimentary rock. There are montmorillonite, illite, chlorite, and kaolinite.
Shales are composed from clays and silts ( soft silicates) that deposited by low energy sedimentation.
The permeability of shales is 0. Shales and Clays make Hydrocarbon Formation analyzing be difficult. You have to know log interpretation on clean formation, then analyzing dirty formation.


Article Basic of Evaluation Concepts : Properties of Rock for Log Analyzing is free in thi blog.
Source : Harsono,Adi.1994. Pengantar Evaluasi Log.

How to be a good Mud Engineer

A drilling/mud engineer should have develops, plans, costs, schedules and supervises the operations necessary to the process of drilling oil and gas wells, from initial well design to testing, completion and abandonment. Engineers are employed on land, on offshore platforms or on mobile drilling units, either by the operating oil company, a specialist drilling contractor or a service company.


The role can involve administering drilling and service contracts, engineering design and the planning of wells, and supervising the drilling crew on site.

Drilling/mud engineers work with other professionals, such as geologists and geoscientists, to monitor drilling progress, oversee safety management and ensure the protection of the environment.



Typical work activities include:

• preparing well data sheets;

• designing and selecting well-head equipment;

• drawing up drilling programmes, taking account of desired production flow rates;

• obtaining relevant data, carrying out analysis on site and recommending immediate actions as necessary;

• carrying out full engineering analyses of rig site data and preparing regular well reports;

• monitoring the daily progress of well operations and current daily costs, comparing actual costs with cost expenditure proposals and recommending changes or improvements to rig work techniques, which could lead to optimisation of expenditure;

• liaising with specialist contractors and suppliers, such as cement companies or suppliers of drilling fluids;

• monitoring safety and ensuring the good maintenance of the well;

• adhering to environmental protection standards, in some cases through direct discussion with local governments to ensure compliance with legislative requirements;

• establishing and administering drilling and service contracts;

• co-ordinating and supervising the work of the drilling team;

• undertaking engineering design and the planning of wells (including development work);

• designing directional well paths (horizontally or multi-laterally, as appropriate);

• managing operations on behalf of small clients;

• contributing to conceptual field development design;

• working with multidisciplinary professionals to evaluate the commercial viability of the well and monitor progress during drilling;

• returning the site to its natural environmental setting if drilling is not to be pursued.

This article How to be a good Mud Engineer is free. source :  http://www.prospects.ac.uk/drilling_engineer_job_description.htm

Free ebook : Petrography of Igneous and Metamorphic Rocks

Free ebook : Petrography of Igneous and Metamorphic Rocks can be downloaded @ --> http://www.mediafire.com/?2myfyx98yl58rue

Log Evaluation : Preface

PREFACE

Measurement in well log can divided into 4 categories :

1. Drilling Operation Log : mud logs, MWD (Measurement While Drilling), LWD (Logging While Drilling)
2. Core Analyze
3. Well log with wireline : electric, accoustic, radioactive, electromagnetic
4. layer production test

Because of technically or economically, not all of measurements applicated in each well. For example, picking up core and LWD system need huge cost than others.

The main purpose of formation evaluation are :

1. Identify reservoir
2. Estimate hydrocarbon reserves
3. Estimate hydrocarbon gains

LOGGING PROCESS

In exploration wells, It's important to gain information as much as possible continuously, in order to obtain a better observation of geological structure to correlating with the others well while oil field is on developing.

It's easily achieved with logging operation on openholes that started from maximum depth (TD) in to casing shoe. Do logging at short interval to avoid opennes formation layers toward mud system.

Logging operations have to done as fast as possible, but datas quality is more important. On final logging operation in Total Depth, important decisions will made based on logging, and it is determine the fate of well. And then you have to make some interpretations manually or with computer named Field Log Interpretation center (FLIC).

Log Evaluation : Preface - Source : Harsono, Adi. 1994. Pengantar Evaluasi Log. Jakarta

Petroleum Geochemistry and Source Rock Potential of Carbonate Rocks (AAPG Studies in Geology)

http://www.mediafire.com/?cyi401yh1ml

Free ebook : Geomorphology of Oil and Gas Fields in Sandstone Bodies

http://www.megaupload.com/?d=IUFETWYE

Carbonate Sequence Stratigraphy Recent Developments and Applications

http://www.megaupload.com/?d=6CNGXKSP