Archive for the ‘Oil & Gas’ Category


Biomarkers are a group of compounds, primarily hydrocarbons, found in oils, rock extracts, Recent sediment extracts, and soil extracts. What distinguishes biomarkers from other compounds in oil is that biomarkers can reasonably be called “molecular fossils”. Biomarkers are structurally similar to, and are diagenetic alteration products of, specific natural products (compounds produced by living organisms). Typically, biomarkers retain all or most of the original carbon skeleton of the original natural product, and this structural similarity is what leads to the term “molecular fossils”.

Biomarkers have a variety of applications in petroleum exploration. For example:

  1. When samples of oil and candidate source rocks are available, biomarkers can be used to make oil-source rock correlations, or
  2. When samples of candidate source rocks are NOT available, the biomarker distribution in an oil can be used to infer characteristics of the source rock that generated the oil WITHOUT examining the source rock itself. Specifically, biomarkers in an oil can reveal (1) the relative amount of oil-prone vs. gas-prone organic matter in the source kerogen, (2) the age of the source rock, (3) the environment of deposition as marine, lacustrine, fluvio-deltaic or hypersaline, (4) the lithology of the source rock (carbonate vs. shale), and (5) the thermal maturity of the source rock during generation (e.g., Peters and Moldowan, 1993). Such data may be key inputs to effective basin modeling of a prospect or block.


Petroleum Biomarkers Indicative of Source Rock Organic Matter Input and Depositional Conditions (Table 1)

Below are a few examples of oil biomarker parameters that provide information about the depositional environment of the source rock and the origin of the organic matter in the source rock.

Source Information Biomarker Parameter Comments
Marine Source Rock 24-n-propylcholestanes Ubiquitous in oils derived from marine source rocks. (Moldowan et al., 1990)
C4246 Cyclopentylalkanes with odd/even carbon preference (Carlson et al. 1993; Hsieh and Philp, 2001)
Lacustrine Source Rock Botryococcane Presence = lacustrine source. Absence = meaningless. (e.g., Moldowan et al., 1980, Metzger and Laegeau 1999)
b-Carotane Presence = lacustrine source. Absence = meaningless. (Hall and Douglas, 1983; Jiang and Fowler, 1986)
Sterane/Hopanes Low in oils derived from lacustrine source rocks. (Moldowan et al., 1985)
C26/C25 tricyclic terpanes > 1 in many lacustrine-shale-sourced oils. (Zumberge, 1987)
Tetracyclic Polyprenoids High in oils from lacustrine sources. (Holba et al., 2000)
C4246 Cyclopentylalkanes with even/odd carbon preference or with no preference (Carlson et al. 1993; Hsieh and Philp, 2001)
Higher plant input to Source Rock Oleananes, Lupanes, Taraxeranes Biomarkers indicating flowering plant input to source. (e.g., Ekweozor and Udo, 1988)
Bicadinanes Derived from Dipterocarpaceae tree resins. (Cox et al., 1986)
Retene, Cadalene Biomarkers indicating conifer input to source. (Noble et al., 1985)
Tetracyclic diterpanes Biomarkers indicating conifer input to source. (Noble et al., 1985)
C29 steranes High relative to total C27-C29 steranes. (Huang and Meinschein, 1979; Moldowan et al., 1985)
Coal Source Rock Pristane/phytane Very high in coal-sourced oils; e.g., > 3.0 (Hughes et al., 1995)
C31 homohopanes High relative to total C31-C35 in some coal-sourced oils
Hypersaline Depositional Environment Gammacerane High relative to C31 hopanes in oils derived from sources deposited under hypersaline depositional conditions. High values indicate stratified water column during source deposition. (Sinninghe Damste et al., 1995)
Pristane/phytane Very low values (e.g., < 0.5) in oils derived from source rocks deposited under hypersaline conditions (due to contribution of phytane from halophilic bacteria). (ten Haven et al., 1987; 1988)
Anoxic Depositional Environment of Source Rock C35 homohopanes High relative to total hopanes in oils derived from source rocks deposited under anoxic conditions (Peters and Moldowan, 1991). Abundance of C35 homohopanes in oils (Relative to C31-C34 homohopanes) is correlated with source rock Hydrogen Index (Dahl et al., 1994).
Pristane/phytane 1.0 can indicate anoxic conditions, but the ratio is affected by many other factors.
Isorenieratane & related compounds (2,3,6 and 2,3,4 – Trimethylaryl isoprenoids), Chlorobacteria Presence in oil indicates anoxic photic zone during source rock deposition, since these compounds are biomarkers for green sulfur bacteria. (Summons and Powell, 1987; Grice et al., 1998; Koopmans et al., 1996)
V/(V+Ni) Porphyrins High = reducing conditions. (Lewan, 1984)
28,30-bisnorhopane High in certain reducing environments. (Schoell et al., 1992; Moldowan et al., 1984)
Carbonate Source Rock 30-norhopanes High in carbonate-sourced oils; e.g., C29/C30 hopanes ~ 1 (Fan Pu et al., 1987; ten Haven et al., 1988; Subroto et al., 1991)
Diasteranes/steranes Low in carbonate-sourced oils. (Rubinstein et al., 1975; Hughes, 1984)
Dibenzothiophene/phenanthrene > 1.0 in oils derived from high-sulfur carbonates. (Hughes et al., 1995)
2a-methylhopanes High in carbonate derived oils (Summons et al., 1999)
Age of Source Rock Deposition Oleanane Present in oils derived from Late Cretaceous or younger sources (Moldowan et al., 1994)
(24-norcholestanes)/(26-norcholestanes) High in many Tertiary sources. Low values are not age-diagnostic. (Holba et al., 1998A; 1998B)
Dinosteranes, triaromatic dinosteroids Absence always means Pre-Mesozoic, while presence USUALLY means Mesozoic or younger. (Moldowan et al., 1996)
C29 Monoaromatic Steroids High in oils derived from sources older than 350 mybp. (Moldowan et al., 1985)
C11-C19 Paraffins Odd-carbon-number predominance in oil from many Ordovician sources. (Douglas et al., 1991; Fowler, 1992)
(24-isopropylcholestanes)/(24-n-propylcholestanes) High in oils from pre-Ordovician sources. (McCaffrey et al., 1994B)

To characterize charge risk, these biomarker parameters can be used in a variety of innovative ways. For example, specific biomarker parameters can be calibrated against specific kerogen quality parameters in a given basin. Then, the biomarker ratios are measured in an oil sample from the basin, and the values are projected onto calibration curves to quantitatively predict characteristics of the source rock. This approach, pioneered by the founders of OilTracers, allows explorationists to assess whether an oil was generated primarily from an oil-prone or gas-prone organic facies (Dahl et al., 1994; McCaffrey et al., 1994). The information gained from oil biomarkers (source type, age, maturity, kerogen quality) when integrated into a basin model has substantial economic impact because it provides early estimates of oil quantity and GOR for exploration targets in the area of interest.


Using Biomarkers in Oil to Assess Source Thermal Maturity

The relative abundances of certain biomarkers in petroleum change as a function of source rock maturity. As a result, a variety of biomarker parameters have been identified that are very useful for characterizing the source rock maturity simply from analysis of the migrated oil (e.g., Peters and Moldowan, 1993).

Biomarker maturity parameters (e.g., parameters such as those in Table 2) make use of several processes that occur during source rock maturation:

  1. Cracking–large molecules break into smaller molecules
  2. Isomerization–changes in the 3-dimentional arrangements of atoms in molecules.
  3. Aromatization–formation of aromatic rings (loss of hydrogen from naphthenes)

Petroleum Biomarkers Indicative of Source Rock Maturity (Table 2)

Petroleum Fraction (Compound Class) Biomarker Parameter Measured in Petroleum Fraction Effect of Increasing Maturity Comments
Saturated Hydrocarbons C29 Steranes [20S/(20S+20R)] Increase Useful in early to mid oil window. Decreases at very high maturity levels.
C29 Steranes [abb/(abb+aaa)] Increase Useful in early to mid oil window.
Moretane/Hopane Decrease Useful in early oil window.
C31 Hopane [22S/(22S+22R)] Increase Useful in immature rocks to onset of early oil window.
Ts/(Ts+Tm) Increase Also influenced by source lithology.
Tricyclic Terpanes/Hopanes Increase Useful in late oil window; also increases at high levels of biodegradation.
Diasteranes/Steranes Increase Useful in late oil window; also affected by source lithology (low in carbonates, high in shales); also increases at high levels of biodegradation.
Aromatic Hydrocarbons Monoaromatic Steroids: (C21+C22)/ [C21+C22+C27+C28+C29] Increase Useful in early to late oil window; resistant to effects of biodegradation.
Triaromatic Steroids: (C20+C21)/ [C20+C21+C26+C27+C28] Increase Useful in early to late oil window; resistant to effects of biodegradation.
Triaromatic /(Monoaromatic + Triaromatic Steroids) Increase Useful in early to late oil window; resistant to effects of biodegradation.

Several considerations must be kept in mind when using petroleum biomarkers to assess source rock thermal maturity. For example:

  1. The exact relationship between a biomarker parameter and the source maturity is a function of heating rate, source lithofacies, and source organic facies (kerogen type). As a result, the exact maturity (i.e., vitrinite reflectance equivalent) associated with a given value for a biomarker parameter can change from basin to basin. Furthermore, the relationship between a biomarker maturity indicator and source rock maturity is generally non-linear.
  2. With increasing maturity, many biomarker maturity indicators reach terminal values; hence, a given biomarker parameter is applicable only over a specific maturity range.
  3. The concentrations of biomarkers in petroleum decrease with thermal maturity.

Despite these limitations, biomarker indicators of source maturity can be extremely useful. For example, biomarker maturity parameters can be used to determine what the API gravity of a biodegraded oil was prior to biodegradation. This is accomplished by collecting a suite of non-degraded oils from the same petroleum system as the degraded oils. Using the non-degraded oils, the geochemist develops a correlation or “transform” between a biomarker maturity parameter and API gravity. The same biomarker parameter is then measured on a degraded oil, and the original gravity is determined using the transform developed from the non-degraded oil suite. Moldowan, et al. (1992) provide an excellent example of this approach in which they determine the original gravity of degraded Adriatic oils. For this application, the most effective biomarker parameters are those based on compounds that are highly resistant to biodegradation, such as [Triaromatic/(Monaromatic +Triaromatic steroids)].

Source Rock descriptions and source rock maturity information derived from oil biomarkers are often key input data for basin modeling of a prospect or block.

Biomarkers in Petroleum are analyzed by gas chromatography mass spectrometry (GC-MS) or gas chromatography – tandem mass spectrometry (GC-MS-MS). Analyses are typically performed on the saturated hydrocarbon fraction or the aromatic hydrocarbon fractions. The oil fractions are prepared by liquid chromatography.


source : Weatherford Laboratories Service

Permasalahan utama kebersihan yang selama ini masih belum terselesaikan secara tuntas, salah satunya merupakan sampah. Kebersihan dapat terjaga dengan pengelolaan sampah terpadu. Pengelolaan sampah yang selama ini dilakukan hanya berupa penimbunan sampah secara besar-besaran tanpa ada pemilahan atau pun pengelolaan sampah lebih lanjut. Pemilahan sampah berdasarkan jenisnya, organik dan non-organik, pendaurulangan sampah, pembakaran sampah pada suhu sangat tinggi, ataupun penggunaan reaktor biogas untuk mendegradasikan sampah merupakan beberapa cara pengelolaan sampah secara terpadu yang dapat dilakukan untuk menggantikan penimbunan sampah yang menghasilkan banyak permasalahan.

Reaktor biogas yang mempergunakan sampah sebagai sumber penghasil gas, merupakan solusi bagi permasalahan sampah organik. Persentase sampah organik yang cukup besar, sekitar 64%, merupakan potensi yang cukup baik bagi pengolahan sampah organik dengan mempergunakan reaktor biogas. Dengan mempergunakan reaktor biogas, pengolahan sampah organik dapat ditangani dengan lebih baik.

Pengolahan sampah yang dilakukan dengan cara penimbunan sangat beresiko mencemari udara dan tanah. Pencemaran udara yang dapat ditimbulkan dari penimbunan sampah yaitu aroma yang tidak sedap dan penghasilan gas metan yang merupakan salah satu penyebab efek rumah kaca. Aroma sampah yang tidak sedap sangat mengganggu aktivitas masyarakat. Efek rumah kaca yang terjadi pada atmosfer bumi, dapat menyebabkan pemanasan global yang dampaknya sudah mulai kita rasakan sekarang. Sedangkan pencemaran tanah dapat terjadi karena penghasilan lindi yang sangat beracun oleh timbunan sampah. Lindi merupakan cairan hitam berancun yang dapat meracuni air tanah dan menurunkan tingkat kesuburan tanah.

Pemanfaatan reaktor biogas dalam pengelolaan sampah organik dapat menurunkan resiko pencemaran udara maupun tanah. Hal ini dikarenakan proses yang terjadi dalam reaktor biogas tidak menimbulkan bau yang menyengat, sehingga aktivitas masyarakat tidak terganggu. Selain itu, gas metan yang dihasilkan dapat ditampung dan dimanfaatkan untuk berbagai keperluan sehingga tidak langsung terbang ke udara. Lindi yang dihasilkan oleh proses degradasi sampah pun tertampung dalam reaktor yang bermanfaat untuk memperbesar produksi biogas pada reaktor.

Biogas yang dihasilkan oleh reaktor biogas memiliki persentase gas metan terbesar sekitar 55-75%. Gas metan yang memiliki sifat mudah terbakar ini dapat dipergunakan sebagai pembangkit listrik dan sumber gas pengganti gas elpiji. Potensi gas metan untuk menjadi sumber pembangkit listrik sangat besar di kala krisis energi yang sedang terjadi saat ini. Selain itu, penyuluhan pada masyarakat mengenai manfaat reaktor biogas pada skala kecil dapat sekaligus menangani permasalahan sampah pada sumbernya.

Sisa dari proses degradasi sampah yang terjadi dalam reaktor biogas tidak mencemari lingkungan. Hasil sampingan tersebut dapat dimanfaatkan sebagai pupuk organik yang berkualitas tinggi. Penggunaan pupuk organik yang ramah lingkungan tidak akan memberi efek penurunan kualitas tanah, bahkan produksi pertanian akan meningkat. Berbeda dengan pupuk kimia yang jika dimanfaatkan secara berlebihan dalam pertanian dapat menurunkan kualitas tanah sehingga mengurangi produksi pertanian.

Seluruh keunggulan di atas menjadikan reaktor biogas salah satu alternatif yang potensial dalam melakukan pengolahan sampah terpadu.


sumber: majalah energi

Kilang merupakan unit pengolahan minyak bumi melalui berbagai proses, untuk menghasilkan produk-produk valuable. Produk-produk utama yang dapat diperoleh dari hasil pemisahan dan pengolahan minyak bumi adalah sebagai berikut :

1. Gas-gas hidrokarbon ringan
Komponen-komponennya adalah senyawa-senyawa parafinik dengan titik didih normal < 30 oC dan pada tekanan atmosfer berwujud gas, yaitu metana (CH4), etana (C2H6), propana (C3H8), isobutana (i-C4H10) dan n-butana (n-C4H10). Gas-gas tersebut lazim  disebut sebagai gas kilang. Propana dan butana biasanya dipisahkan dari gas kilang dan dicairkan untuk dijual sebagai LPG (Liquefied Petroleum Gases). LPG digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga atau sebagai bahan bakar motor yang telah disesuaikan penggunaannya. Pemisahan komponen gas kilang berupa campuran etana, propana dan butana digunakan sebagai bahan mentah pembuatan olefin dalam proses perengkahan kukus (steam cracking).

Selain itu, gas kilang dapat dimanfaatkan langsung tanpa mengalami proses pemisahan sebagai :
a. bahan mentah dalam reformasi kukus (steam reforming) untuk pembuatan gas sintesis (campuran CO dan H2)
b. dijadikan bahan bakar untuk ketel-ketel kukus, turbin-turbin gas, dan tungku-tungku pemanas di dalam kilang.

2. Bensin (gasolin)
Mulanya bensin adalah produk utama dalam industri minyak bumi yang merupakan campuran kompleks dari ratusan hidrokarbon dan memiliki rentang pendidihan antara 30-200 oC. Bensin adalah bahan bakar mesin siklus Otto yang banyak digunakan sebagai bahan bakar alat transportasi darat (mobil). Kinerja yang dikehendaki dari bensin adalah anti knocking. Knocking adalah peledakan campuran (uap bensin dengan udara) di dalam silinder mesin dengan siklus Otto sebelum busi menyala. Peristiwa knocking ini sangat mengurangi daya mesin. Hidrokarbon rantai lurus cenderung membangkitkan knocking. Sementara, hidrokarbon bercabang, siklik maupun aromatik cenderung bersifat anti knocking. Tolok ukur kualitas anti knocking sering disebut sebagai bilangan oktan (octane number). Skalanya didasarkan kepada n-heptana memiliki bilangan oktan nol dan isooktana memiliki bilangan oktan seratus. Bensin dikatakan memiliki bilangan oktan X, dengan 0 < X > 100, jika kualitas pembakaran bensin tersebut setara dengan kualitas pembakaran campuran X% volum isooktan dan (100-X)% volum n-heptana.

Dalam pengujiannya, terdapat dua jenis bilangan oktan yaitu bilangan oktan riset RON (Research Octane Number) dan bilangan oktan motor MON (Motor Octane Number). RON diukur pada kondisi pengujian yang mewakili kondisi di dalam kota, kecepatan rendah dan frekuensi percepatan/perlambatan tinggi. Sedangkan MON diukur pada kondisi pengujian yang mewakili kondisi di jalan raya bebas hambatan, kecepatan tinggi dan frekuensi percepatan/perlambatan rendah. Bilangan oktan yang diumumkan adalah rata-rata aritmatik kedua bilangan oktan tersebut yang kemudian disebut sebagai PON (Posted Octane Number). Senyawa aromatik dan parafin bercabang mempunyai angka oktan paling tinggi, sedangkan n-parafin memiliki biilangan oktan yang paling rendah. Naftenik, olefin dan parafin bercabang sedikit memiliki bilangan oktan yang sedang. Kenaikan panjang rantai hidrokarbon parafin menurunkan angka oktan.

Penambahan senyawa-senyawa organik logam berat dapat meningkatkan bilangan oktan bensin. Senyawa yang paling efektif dalam meningkatkan bilangan oktan adalah TEL (Tetra Ethyl Lead, Pb(C2H5)4). Senyawa ini larut dalam bensin dan dapat mengakibatkan kenaikan yang besar pada bilangan oktan bensin yang ditambahkan. Kenaikan bilangan oktan karena penambahan TEL semakin kecil jika bilangan oktan semula semakin besar. Tetapi, penambahan TEL atau senyawa-senyawa logam berat lainnya dapat mencemari atmosfir dan menjadi racun bagi orang yang menghirupnya, maka digunakanlah senyawa-senyawa pengganti logam berat tersebut yaitu senyawa alkohol dan eter seperti metanol (CH3OH), etanol (C2H5OH), Metil Tersier Butil Eter (MTBE), Etil Tersier Butil Eter (ETBE) dan Tersier Amil Metil Eter (TAME). Aditif yang berasal dari eter memiliki afinitas terhadap air yang lebih kecil daripada aditif yang berasal dari alkohol. Bensin yang dicampuri eter lebih tidak menarik air dari udara bebas (adanya air akan merusak mutu bensin).

3. Kerosin, bahan bakar pesawat jet, dan minyak diesel
Ketiga kelompok ini memiliki rentang pendidihan yang mirip. Kerosin disebut juga dengan minyak tanah dan digunakan sebagai bahan bakar rumah tangga. Rentang pendidihannya antara 175-275 oC. Tolok ukur kualitas ketiga kelompok ini adalah “smoke point”. Smoke point adalah titik nyala tertinggi (dalam mm) yang dapat dihasilkan tanpa membangkitkan asap. Semakin tinggi kadar senyawa aromat dalam minyak bumi tersebut, maka smoke point-nya pun semakin rendah. Tolok ukur lainnya adalah “flash point” yang merupakan temperatur terendah yang membuat uap minyak bumi mulai meletup jika disodori api kecil. Kerosin yang bagus memiliki smoke point 17 dan flash point > 40 oC.

Bahan bakar pesawat jet dibedakan untuk kebutuhan sipil dan militer. Untuk keperluan sipil, rentang pendidihannya 175-290 oC, kadar aromat maksimum 20% volum, dan flash point >40 oC. Sedangkan untuk keperluan militer rentang pendidihannya 65-290 oC dengan kadar aromat maksimum 25% volum.

Minyak diesel adalah bahan bakar untuk mesin siklus diesel. Mesin dengan siklus diesel tidak menggunakan busi, tetapi menggunakan penyalaan mandiri minyak diesel panas ke dalam silinder berisi udara bertekanan tinggi. Oleh karena itu, minyak diesel diharapkan memiliki kecenderungan untuk menyala sendiri. Tolok ukurnya adalah bilangan setan (cetane number). Minyak diesel memiliki bilangan setan X jika performa minyak diesel tersebut memiliki kualitas yang setara dengan campuran X% volume n-heksadekan (n-C16H34) dan (100-X)% volume α-metil naftalena (C10H7CH3). Minyak diesel untuk kenderaan otomotif biasa disebut solar dengan rentang pendidihan 175-340 oC dengan bilangan setan > 50. Sedangkan minyak diesel untuk kereta api memiliki bilangan setan 40 s/d 45 dengan rentang pendidihan 180-370 oC.

4. Minyak bakar
Minyak bakar terbagi atas lima jenis, yaitu minyak bakar no. 1, no. 2, no. 4, no. 5 dan no. 6. Minyak bakar no. 1 sangat mirip kerosin tetapi memiliki titik tuang dan titik akhir rentang pendidihan yang lebih tinggi. Minyak bakar no. 2 (IDO=Industrial Diesel Oil) sangat mirip dengan minyak diesel otomotif. Minyak bakar no. 1 dan no. 2 serta kerosin, bahan bakar pesawat jet dan minyak diesel biasa disebut sebagai BBM distilat (distillate fuels). Minyak bakar no. 4, no. 5 dan no. 6 disebut BBM residu karena berasal dari sisa distilasi minyak bumi mentah pada tekanan atmosferik. Minyak bakar no. 4 adalah yang paling ringan di antara ketiganya dan memiliki titik tuang -7 oC. Minyak bakar no. 5 masih berupa fluida pada temperatur di atas 10 oC sedangkan minyak bakar no. 6 harus dipanaskan terlebih dahulu untuk bisa mengalir. Makin besar nomor minyak bakar, makin tinggi nilai kalornya.

5. Produk-produk lain
Produk-produk lainnya seperti minyak pelumas, petroleum waxes (lilin), petroleum greases (gemuk), aspal dan kokas.


Baca artikel terkait : Komposisi Minyak Bumi