Tekanan Hidrostatik
Tekanan Hidrostatik (Ph) adalah tekanan yang disebabkan oleh berat fluida dalam sebuah kolom, ditulis dalam persamaan dibawah ini:
Ph=ρ×g×h
atau dalam satuan lapangan :
Ph=0.052×ρfl×D
Keterangan:
| ρfl | = | densitas fluida yang mempengaruhi tekanan hidrostatik, ppg |
| ρ | = | densitas fluida rata-rata, kg/m3 |
| D | = | kedalaman dimana tekanan hidrostatik diukur (TVD), ft |
| h | = | ketinggian kolom fluida, m |
| Ph | = | tekanan hidrostatik, psig |
| g | = | percepatan gravitasi, m/s2 |
Pada gambar dijelaskan bahwa secara umum tekanan akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman kolom suatu fluida, namun jika berbicara tentang gradien tekanan hidrostatik tidak akan dipengaruhi oleh kedalaman selama tidak ada perubahan densitas disuatu kedalaman.
Gradient tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh padatan-padatan yang terpisah (seperti garam) dan gas-gas dalam kolom fluida dan perbedaan gradient temperatur. Dengan kata lain, bertambahnya padatan-padatan yang terpisah (seperti kadar garam yang tinggi) cenderung menambah gradient tekanan normal.
Oleh karena itu banyaknya gas dalam sistem dan temperatur yang tinggi akan mempengaruhi gradient tekanan hidrostatik normal. Gradien tekanan formasi ditulis biasanya dalam pound per square inchper feet (Psi/ft) . Secara umum, gradien tekanan hidrostatik Ph (Psi/ft) dapat didefinisikan seperti berikut:
G.Ph=0.433 x SG
Keterangan:
| SG | = | Spesifik gravity dari fluida yang mengisi kolom tersebut |
| G.Ph | = | Gradien Tekanan Hidrostatis, psi/ft |
| 0.433 | = | Faktor konversi dari gram/cc ke psi/ft. |
Tekanan Overburden
Mengetahui besaran tekanan overburden gradient adalah salah satu hal yang penting ketika hendak melakukan evaluasi tekanan pori formasi dan tekanan rekah formasi. Karena adanya kompaksi dari sedimen dan peningkatan dari densitas batuan yang konstan seiring dengan bertambahnya kedalaman maka gradient overburden juga akan meningkat secara cepat di bawah permukaan hingga mencapai nilai yang cederung stabil pada kedalaman tertentu. Kalkulasi overburden gradient didasarkan pada adanya besaran yang didapat dari kegiatan logging, “ shale densities” (cutting) atau dari data seismic (interval transit time).
Tekanan overburden dihasilkan dari kombinasi berat matrik formasi (rock) dan fluida-fluida (air, minyak, gas) dalam batuan formasi. Secara matematik tekanan overburden (Po) dapat ditulis sebagai berikut:**
Po=Pf+ Pc
Keterangan:
Po = Tekanan Overburden, psig
Pf = Tekanan Fluida (Pore Pressure), psig
Pc = Tekanan Matriks Batuan, psig.
atau,
Po=0.052 x ρb x D
Keterangan:
Po = Tekanan Overburden, psi
ρb = Densitas bulk formasi, ppg
D = Kedalaman formasi, ft
0.052 = Faktor konversi dari lb/gallon ke lb/in3.
Tekanan Rekah Formasi
Tekanan Rekah Formasi merupakan total dari tekanan yang dapat ditahan oleh formasi sebelum suatu formasi tersebut rusak atau hancur. Prediksi dari tekanan ini harus lebih kecil dari tekanan overburden dan lebih besar dari tekanan pori. Besarnya gradien tekanan rekah umumnya dipengaruhi oleh tekanan overburden, tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan. Ada tiga metode yang berkembang saat ini yang dapat menjelaskan atau memprediksi tekanan rekah formasi, diantaranya metode Hubert & Willis, Mathews & Kelly, Eaton dan Anderson et al.
Selain hasil log, gradien tekanan rekah dapat ditentukan dengan memakai prinsip leak of test yang dilakukan di dalam laboratorium yaitu dengan memberikan tekanan sedikit-sedikit pada sampel formasi batuan yang dianalisa sedemikian rupa sampai terlihat tanda-tanda formasi akan pecah, dengan ditunjukkan kenaikan tekanan terus-menerus dan tiba-tiba menurun drastis.
Tekanan Pori
Tekanan pori atau yang juga disebut dengan tekanan formasi, merupakan tekanan yang disebabkan oleh fluida yang berada di dalam pori-pori batuan formasi. Pada umumnya densitas lumpur pemboran harus ditentukan berdasarkan besarnya tekanan pori, sehingga perlu diketahui tekanan pori terlebih dahulu. Persamaan tekanan pori formasi pada umumnya adalah sebagai berikut :
PP=ρf×g×D
Dalam sistem unit Imperial / British, seluruh densitas dari fluida dinyatakan dalam ppg ( pound per gallon ), sehingga persamaan tekanan pori formasi dinyatakan sebagai berikut :
PP=0.052×ρf×D
Keterangan :
Pp = Tekanan pori atau tekanan formasi, psig
g = Percepatan Gravitasi, m/s2
0.052 = Faktor Konversi
rf = Densitas fluida, ppg
D = Kedalaman (TVD), ft.
Tekanan pori atau tekanan formasi pada umumnya dibagi menjadi dua yaitu tekanan pori normal dan tekanan pori abnormal. Tekanan pori abnormal sendiri dibagi menjadi tekanan formasi sur-normal dan tekanan formasi over-pressure.