-
BAB IV: SIFAT FISIK FLUIDA
(Versi 21 November 2004)
Pengetahuan tentang karakteristik fluida reservoir sangat
penting untuk mendapatkan
informasi (setelah digabungkan dengan pengetahuan tentang
karakteristik batuan reservoir)
mengenai karakterisasi dan deskripsi reservoir yang akurat. Baik
sifat fisika maupun kimia
fluida reservoir sangat mempengaruhi karakteristik interaksi
fluida dengan batuan dan oleh
karenannya mempengaruhi proses aliran fluida di dalam reservoir.
Penggunaan utama sifat-
sifat atau karakteristik fluida tersebut diantaranya untuk:
menjelaskan dan memperkirakan proses aliran
menghubungkan volume fluida di dalam reservoir dengan fluida
pada kondisi standar di
permukaan
menentukan keadaan fasa fluida di dalam reservoir (memperkirakan
model reservoir)
mendapatkan deskripsi tentang fluida reservoir dengan
menganalisis kandungan mineral
dalam air.
Sifat fisik fluida yang mendapat perhatian utama dalam
pekerjaan-pekerjaan teknik reservoir
diantaranya adalah:
densitas
kompresibilitas
viskositas
faktor volume formasi
kelarutan gas dalam minyak
sifat termodinamika (misalnya tekanan gelembung, dew point
pressure, equilibrium ratios).
Jika seseorang menyebut fluida reservoir, maka yang dimaksud
bukanlah hanya minyak
dan/atau gas saja melainkan juga air. Sifat fisik air yang
berada bersama-sama dengan
minyak dan/atau gas sangat penting peranannya. Hal ini mengingat
air tersebut juga mengisi
rongga pori (sehingga mempengaruhi jumlah volume minyak),
memberikan energi kepada
sistem reservoir, dan dapat terproduksi bersama-sama dengan
minyak dan/atau gas sehingga
memerlukan penanganan tersendiri. Air di dalam reservoir juga
dapat mengandung mineral
yang mencerminkan bukan hanya asal-muasal air tersebut tetapi
juga menggambarkan
kandungan mineral yang ada dalam batuan. Oleh karenanya sifat
fisik dan komposisi air
selalu dimasukkan dalam deskripsi reservoir.
Sifat Fisik Fluida, hal. 1
-
Mendapatkan informasi mengenai sifat fisik minyak dan/atau gas
bumi beserta air yang
berada bersamanya tidaklah mudah. Kompleksitas keberadaan
campuran minyak dan/atau gas
dengan air seringkali mengakibatkan kesulitan dalam
memperkirakan karakteristik fluida
reservoir. Berikut akan dipaparkan mengenai metode pengukuran
sifat fisik tersebut secara
ringkas, eksperimen laboratorium untuk mempelajari sifat fisik
tersebut dengan meniru
kelakuan fluida di reservoir, dan pengolahan data sifat fisik
tersebut sehingga dapat
digunakan dalam perhitungan teknik reservoir.
Pengukuran Sifat Fisik Fluida
Karakteristik fluida dapat diperoleh baik dengan cara pengukuran
langsung, yang merupakan
cara yang sulit dan proses yang mahal, maupun dengan menggunakan
korelasi dengan faktor-
faktor lainnya dimana faktor-faktor tersebut dapat
diukur/diperoleh dengan cara yang lebih
mudah. Pengukuran langsung dapat dilakukan di lapangan secara
langsung atau di
laboratorium dengan menggunakan sampel. Untuk itu, diperlukan
sampel yang representatif.
Padahal mendapatkan sampel yang representatif juga tidak mudah.
Di lain pihak, pengukuran
di laboratorium terhadap karakteristik fluida reservoir pada
tekanan yang bervariasi akan
sangat bermanfaat dalam memperoleh deskripsi reservoir yang baik
dan memungkinkan
untuk meningkatkan akurasi prediksi kinerja reservoir.
Informasi rinci tentang fluida reservoir yang diperlukan akan
sangat tergantung pada harga-
harga tekanan dan temperatur yang berkaitan erat dengan tekanan
dan temperatur kritik
campuran fluida. Tekanan dan temperatur kritik tersebut
berkaitan erat dengan keberadaan
fisik fluida, apakah berupa gas atau cairan. Dalam hal ini,
reservoir-reservoir yang
mempunyai tekanan yang dekat dengan kondisi kritik akan
memerlukan informasi yang lebih
rinci tentang fluida yang dikandungnya sebagai dasar untuk
pengambilan keputusan proses
operasi produksi yang terbaik. Sebaliknya bagi
reservoir-reservoir yang berada di bawah
kondisi kritik maka tidak demikian halnya.
Secara umum, terdapat tiga pendekatan yang dilakukan untuk
memperoleh data tentang fluida
reservoir, yaitu:
(1) Analisis Komposisi berupa sifat-sifat campuran (misalnya
kondisi kritis dan
kesetimbangan) dan data komponen individual (yang akan digunakan
dalam EOS)
(2) Analisis karakteristik fluida terhadap perubahan tekanan dan
temperatur berupa volume
relatif dan karakteristik lainnya (misalnya densitas,
viskositas)
Sifat Fisik Fluida, hal. 2
-
(3) Korelasi dengan kuantitas yang telah ditentukan sebelumnya
(pendekatan statistik) yang
akan digunakan jika hasil pengukuran di laboratorium meragukan
atau jika tidak ada
sampel
Ketidakpastian Data Fluida
Ketidakpastian di dalam deskripsi komposisi fluida reservoir
mempunyai kontribusi yang
besar terhadap ketidakpastian secara total deskripsi reservoir.
Ketidakpastian ini juga
berpengaruh pada optimisasi kapasitas pemrosesan minyak dan gas
disamping juga
berpengaruh pada perencanaan transportasi dan pemasaran minyak
dan/atau gas dari reservoir
yang bersangkutan. Oleh karenanya, kebiasaan (rule of thumb)
dalam memperkirakan
ketidakpastian dalam deskripsi fluida reservoir tersebut,
berdasarkan pengalaman di
lapangan, sangat penting dan mempunyai pengaruh yang besar.
Untuk mendeskripsikan fluida reservoir, model reservoir black
oil biasanya menggunakan
densitas, viskositas, factor volume formasi (FVF), gas-oil ratio
(GOR), kompresibilitas, dan
tekanan saturasi (tekanan gelembung). Parameter-parameter ini
pada kenyataannya sangat
kompleks karena beberapa hal diantaranya tekanan gelembung yang
merupakan fungsi dari
kedalaman, GOR yang merupakan fungsi dari tekanan gelembung,
viskositas dan FVF yang
merupakan fungsi dari tekanan. Ketidakpastian mengenai
viskositas, FVF, kompresibilitas air
dianggap tidak begitu besar.
Setelah suatu reservoir minyak ditemukan, deskripsi fluida
didasarkan pada hasil analisis
laboratorium terhadap sampel data hubungan
pressure-volume-temperatur (PVT) dari drill
stem test (DST) atau uji produksi/uji kandung lapisan (UKL), dan
pengambilan sampel
melalui wireline dari sumur. Gradien tekanan di dalam reservoir
dari pengukuran selama
DST, analisis sisa minyak dari contoh batuan (core), pengukuran
GOR selama DST dan uji
produksi, dan pengukuran terhadap sampel minyak di lapangan akan
memberikan informasi
yang sangat berharga untuk deskripsi selanjutnya.
Ketidakpastian mengenai paramater fluida reservoir dapat
dikategorikan menjadi empat
kelompok, yaitu:
1) Ketidakpastian yang berkaitan dengan variasi sifat fluida di
lapangan
2) Ketidakpastian yang berkaitan dengan cara pengambilan sampel
(representative atau
tidak)
Sifat Fisik Fluida, hal. 3
-
3) Ketidakpastian yang berkaitan dengan dengan cara analisis di
laboratorium
4) Ketidakpastian yang berkaitan dengan deskripsi proses di
permukaan.
Tingkat ketidakpastian yang dapat diterima tidak sama dari satu
lapangan ke lapangan
lainnya tergantung pada keperluan dan biaya yang harus
dikeluarkan untuk mengurangi
ketidakpastian tersebut. Di samping itu, pengembangan suatu
lapangan tertentu dapat
menuntut deskripsi fluida yang lebih akurat dibandingkan dengan
lapangan lainnya. Hasil-
hasil dari analisis ketidakpastian harus menjadi dasar bagi cara
dan analisis pengumpulan
data selanjutnya.
Pengambilan Sampel
Hasil yang diperoleh dari analisis laboratorium untuk memperoleh
data mengenai sifat fisik
fluida tidak akan ada artinya jika sampel yang diperoleh tidak
baik. Pengukuran laboratorium
harus dilakukan terhadap sampel yang dapat mewakili seluruh
fluida reservoir. Namun
demikian, sampel yang akan dianalisis mempunyai beberapa
kelemahan sehubungan dengan
representatif-tidaknya sampel tersebut, diantaranya:
Tidak pernah ada sampel yang representatif bagi suatu reservoir
(ada efek geologi pada
komposisi)
Sampel yang diambil biasanya dari sumur (ada perubahan komposisi
akibat jumlah fasa dan
laju alir)
Jenis komplesi sumur yang memberikan efek
pengadukan/pengocokan.
Untuk menjaga representasi sampel diperlukan strategi
pengambilan sampel, diantaranya
pengambilan sampel harus:
(1) Memenuhi cakupan area tertentu
(2) Diambil sedini mungkin (pada tiap tekanan tertentu)
(3) Diambil kembali jika tekanan reservoir berubah
(4) Diambil kembali atau dianalisis kembali jika kinerja
reservoir tidak sesuai dengan yang
telah diprediksikan.
Saat ini dikenal 3 (tiga) metode untuk memperoleh sampel fluida
reservoir yaitu bottomhole,
recombination, dan split stream. Secara ringkas, ketiga metode
tersebut dapat dijelaskan
sebagai berikut:
Sifat Fisik Fluida, hal. 4
-
(1) Bottomhole di dalam sumur dekat interval produksi sementara
sumur mengalir pada
laju alir yang rendah atau ditutup sama sekali. Metode ini hanya
cocok untuk sistem
dissolved gas
(2) Recombination diambil di permukaan (separator) sementara
sumur sedang mengalir;
banyak dilakukan, mudah, dan murah. Metode ini cocok untuk
sistem minyak, gas, dan
kondensat
(3) Flowline/well stream akurasi paling rendah, sampel cairan
dan gas terpisah (seperti
recombination), tanpa pemisahan (seperti bottomhole). Metode ini
banyak digunakan
untuk sistem gas condensate
Sampel dari Bottomhole. Untuk reservoir minyak, sampel
bottomhole dianggap cara yang
paling representatif, jika hal-hal berikut ini terpenuhi.
Tekanan reservoir pada saat pengambilan sampel dari bottomhole
tersebut lebih tinggi dari
tekanan gelembung,
Sumur telah dipersiapkan sedemikian rupa sehingga laju
produksinya cukup rendah dengan
tekanan drawdown yang rendah pula,
Tekanan pada kedalaman dimana sampel diambil lebih tinggi dari
tekanan gelembung, dan
Hasil laboratorium menunjukkan bahwa sedikitnya ada dua sampel
yang diambil dari
kedalaman yang sama menghasilkan hasil analisis yang sama.
Sampel dari Separator. Sampel yang diambil dari separator
dianggap dapat diterima jika hal-
hal berikut ini terpenuhi:
Tekanan reservoir pada saat pengambilan sampel dari separator
tersebut lebih tinggi dari
tekanan gelembung,
Pengukuran pada separator menunjukkan GOR yang konstan dan
kondisi separator untuk 4-
6 jam sebelum dilakukan pengambilan sampel.
DST biasanya dapat memberikan sampel yang lebih representatif
dibandingkan dengan
sampel yang diperoleh dengan cara wireline. Namun, sampel yang
diperoleh dengan cara
wireline masih dapat digunakan terutama pada tahap eksplorasi.
Juga, sampel ini sangat
informatif jika digabungkan dengan data hasil DST. Disamping
itu, cara wireline jauh lebih
murah. Oleh karena alasan di atas dan karena ketidakakuratannya
maka cara ini sebaiknya
tidak digunakan sebagai satu-satunya dasar penentuan sifat fisik
fluida.
Sifat Fisik Fluida, hal. 5
-
Analisis Laboratorium
Setelah sampel fluida diperoleh, sampel tersebut dianalisis di
laboratorium untuk menentukan
sifat-sifat fisik yang diinginkan. Tergantung kepada jenis
reservoir dan keperluannya,
berbagai data PVT dapat diperoleh. Beberapa sifat fisik yang
penting diantaranya adalah:
densitas
viskositas
kompresibilitas
faktor volume formasi
kelarutan gas dalam minyak
data lain tergantung jenis reservoir
Selanjutnya ditentukan variasi sifat-sifat fisik tersebut
terhadap tekanan. Data ini digunakan,
misalnya, sebagai data masukan (input) terhadap simulator untuk
memperkirakan kinerja
reservoir di masa yang akan datang. Metode analisis laboratorium
yang biasanya dilakukan
adalah flash vaporization, differential vaporization, dan
separator flash tests.
(1) Flash vaporization
menentukan bagaimana sistem fluida berperilaku baik di reservoir
maupun di
permukaan
merupakan uji komposisi konstan
menghasilkan Pb, kompresibilitas, FVF, GOR, titik embun, dan
komposisi
diperlukan untuk reservoir condensate dan volatile
(2) Differential vaporization
mencerminkan sifat fluida reservoir yang tidak diproduksikan
komposisi dapat diubah pada tiap kenaikan tekanan pada saat gas
dilepaskan
menghasilkan FVF, GOR, sifat fisik gas yang dilepaskan
(3) Separator flash
menghasilkan informasi mengenai sifat fluida pada berbagai
kondisi separator
menghasilkan FVF, gravity, dan GOR
(4) Penentuan rasio kesetimbangan, yang disebut K-values
digunakan untuk menjelaskan perilaku fluida jika fluida tersebut
berada dalam dua fasa
di dalam reservoir
menghasilkan Pb, titik embun, dan kesetimbangan uap-cairan
(5) Analisis air
Sifat Fisik Fluida, hal. 6
-
menghasilkan sifat kimia seperti tingkat kelarutan padatan, pH,
ppm komponen
menghasilkan sifat fisik seperti kompresibilitas, viskositas,
kelarutan gas, salinitas,
densitas, dan FVF.
Sifat Fisik Fluida Yang Penting
Kelakuan sifat-sifat fisik fluida reservoir diperlukan untuk
perhitungan teknik reservoir dalam
rangka deskripsi dan evaluasi kinerja reservoir. Sifat fisik
fluida reservoir minyak dapat
diperoleh dari pengolahan data hasil percobaan di laboratorium,
atau apabila data tersebut
tidak tersedia, dapat dilakukan penentuan dengan metode
korelasi. Sifat-sifat fisik fluida
reservoir tersebut yang penting diantaranya adalah:
1. Tekanan gelembung/tekanan saturasi (pb)
Tekanan gelembung didefinisikan sebagai tekanan dimana saat
pertama kali gelembung
gas keluar dari fasa minyak.
2. Kelarutan gas dalam minyak (Rso)
Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai jumlah gas yang
terlarut (SCF) di
dalam minyak (STB) pada kondisi dan tekanan temperatur tertentu.
Ciri utama kelakuan
Rso terhadap tekanan pada saat tekanan gelembung adalah bahwa
harga Rso mencapai
maksimum karena jumlah gas yang terlarut pada saat tersebut
belum ada gas yang keluar
dari minyak atau pada saat jumlah gas terbanyak berada dalam
minyak. Secara matematis
Rso dapat dituliskan sebagai berikut:
STB standar, kondisi @ imasuk tank yang V
SCF standar, kondisi @kan diproduksi yang VR
o
gso =
3. Faktor volume formasi minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak
pada kondisi
reservoir (reservoir barrel) dibagi dengan volumenya pada
kondisi standar (STB).
Pada saat tekanan lebih besar daripada pb, penurunan tekanan
dari tekanan awal
menyebabkan berkembangnya volume minyak di reservoir sehingga
harga Bo membesar.
Setelah melewati harga pb, penurunan tekanan lebih lanjut
menyebabkan gas keluar dari
minyak yang secara kuantitatif lebih besar dari pengembangan
minyak akibat penurunan
tekanan tersebut sehingga didapatkan volume minyak di reservoir
mengecil dan harga Bo
mengecil. Secara matematis Bo dpat dituliskan sebagai
berikut:
STB standar, kondisi @ k tanki yang masuVbbl reservoir, kondisi
@ terlarut gasV
Bo
oo
+=
Sifat Fisik Fluida, hal. 7
-
4. Faktor volume formasi gas (Bg)
Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai volume gas pada
kondisi reservoir
(reservoir barrel) dibagi dengan pada kondisi standar (SCF).
5. Faktor volume formasi total (BBt)
Faktor volume formasi total adalah sifat turunan dari
sifat-sifat yang telah dibahas di
depan. Faktor volume formasi total didefinisikan sebagai Bt = Bo
+ Bg (Rsob Rso), dimana
Rsob adalah Rs pada pb.
6. Kompressibilitas
Kompressibilitas dalam hubungannya dengan sifat fisik lain
adalah sebagai berikut:
- Kompresibilitas minyak:
dpBd
B1
c oo
o = ; pp b>
dpRd
BdpBd
B1
c sogo
oo += ; pp b<
- Kompresibilitas gas:
dpBd
B1
cg
gg = , atau
dp
)B/1(dBc
ggg =
7. Densitas dan spesific gravity
Densitas untuk minyak yang dapat diwakili oleh API dirumuskan
sebagai berikut:
API5.1315.141
SG oooilw
o
+===
Terlihat jelas, makin tinggi API akan makin rendah Po.
Untuk gas specific gravity dirumuskan sebagai berikut:
==
ggasudara
gSG
8. Viskositas
Diatas pb, viskositas minyak menurun terhadap turunnya tekanan
secara hampir linier dan
tidak tajam. Sedangkan di bawah pb, harga viskositas bertambah
secara eksponensial.
Fenomena ini dapat dijelaskan sebagai berikut:
Pada saat tekanan lebih besar dari pb, penurunan tekanan
menyebabkan pengembangan
minyak lebih mudah sehingga viskositas turun. Sedangkan setelah
melewati pb, jumlah gas
Sifat Fisik Fluida, hal. 8
-
yang berada dalam minyak berkurang terus dengan turunnya tekanan
sehingga minmyak
makin mengental atau makin sulit mengalir.
Viskositas gas berkurang dengan turunnya tekanan, karena
molekul-molekulnya makin
berjauhan dan bergerak lebih bebas. Pengaruh temperatur
berlawanan antara kondisi
tekanan tinggi dan tekanan rendah. Pada tekanan tinggi,
viskositas gas turun dengan
naikknya temperatur.
9. Faktor deviasi gas (Z)
Faktor deviasi gas didefinisikan sebagai perbandingan antara
volume gas pada tekanan
tertentu dengan volumegas tersebut apabila berperilaku seperti
gas ideal pada kondisi yang
sama, atau dapat dituliskan sebagai berikut:
Z = volume nyata / volume ideal
10. Tegangan permukaan
Definisi umum tegangan permukaan langsung diterapkan di industri
perminyakan
misalnya untuk mengjitung tekanan kapiler.
11. Sifat-sifat fisik air
Sifat fisik air formasi yang dibahas disini adalah faktor volume
formasi (Bw), densitas
(pw), kompresibilitas (cw) dan viskositas (w). Konsep
sifat-sifat fisik tersebut pada dasarnya adalah sama dengan konsep
sifat-sifat fisik minyak.
Contoh berikut menunjukkan peran data fluida dalam menentukan
karakteristik dan deskripsi reservoir: Contoh 1: Penggunaan Data
dan Informasi PVT Untuk Deskripsi Reservoir 1
Contoh ini diambil dari Problem 1.18 Craft dan Hawkins hal. 51.
Eksperimen telah dilakukan
terhadap cairan yang diperoleh dengan cara bottomhole sampling
dari reservoir di Lapangan
LaSalle untuk menentukan solution gas dan factor volume formasi
sebagai fungsi dari
tekanan. Tekanan awal reservoir adalah 3600 psia, temperature
160oF (sehingga eksperimen
di laboratorium dilakukan pada temperature 160oF). Dari
eksperimen tersebut diperoleh data
seperti diitunjukkan oleh table berikut.
(a) Faktor-faktor apa saja yang mempengaruhi kelarutan gas dalam
minyak?
(b) Plot gas terlarut terhadap tekanan.
(c) Apakah reservoir pada mulanya saturated atau
undersaturated?
(d) Apakah reservoir mempunyai initial gas cap?
Sifat Fisik Fluida, hal. 9
-
(e) Pada interval tekanan 200 2500 psia, tentukan kelarutan gas
dari plot (b) dalam
SCF/STB/psi.
(f) Jika 1000 SCF gas terakumulasi dalam tiap STB minyak, dan
bukan 567 SCF, berapakah
jumlah gas yang terlarut pada tekanan sebesar 3600 psia. Apakah
reservoir tersebut
saturated atau undersaturated?
Tabel hasil pengukuran di laboratorium
Lapangan LaSalle
Tekanan (psia)
Solution gas pada 14.7 psia dan
60oF (SCF/STB)
Faktor volume formasi
(bbl/STB) 3600 567 1.310 3200 567 1.317 2800 567 1.325 2500 567
1.333 2400 554 1.310 1800 436 1.263 1200 337 1.210 600 223 1.140
200 143 1.070
Penyelesaian:
(a) Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak
diantaranya adalah
komposisi minyak dan gas, tekanan, dan temperatur.
(b) Lihat kurva berikut.
Rs vs. p untuk Contoh 1
100
200
300
400
500
600
0 1000 2000 3000 4000Tekanan, psia
Rs, S
CF/S
TB
Bo vs. p untuk Contoh 1
1
1.1
1.2
1.3
1.4
0 1000 2000 3000 4000Tekanan, psia
Bo, b
bl/S
TB
Sifat Fisik Fluida, hal. 10
-
(c) Pada mulanya minyak bersifat undersaturated. Bagian
horizontal pada kurva
menunjukkan bahwa tidak ada lagi free gas (di atas 2500 psia)
yang dapat terlarut dalam
minyak. Oleh karena itu, di atas 2500 psia, minyak bersifat
undersaturated.
(d) Reservoir tidak mempunyai original gas cap (karena minyak
bersifat undersaturated).
(e) Solubility = 184.02002500
143567 = SCF/STB/psi.
(f) Tarik garis kurva Rso dari 2500 psia ke 3600 psia dengan
cara memperpanjang kurva,
maka Rso = 769 SCF/STB. Karena ada 1000 SCF gas untuk setiap STB
minyak dan
hanya 769 SCF yang diperlukan untuk kondisi saturasi, maka
reservoir bersifat saturated.
Jadi, ada gas cap.
Contoh 2: Penggunaan Data dan Informasi PVT Untuk Deskripsi
Reservoir 2
Contoh ini diambil dari Problem 1.19 Craft dan Hawkins hal. 51.
Dari data pada Contoh di
atas:
(a) Plot formation volume factor terhadap tekanan.
(b) Jelaskan bentuk patah dari kurva yang diperoleh.
(c) Mengapa kemiringan kurva di atas tekanan gelembung negatif
dan lebih kecil dari
kemiringan kurva positif di bawah tekanan gelembung?
(d) Jika pada awalnya reservoir mengandung 250 MMbbls minyak,
hitung jumlah minyak
tersebut dalam STB?
(e) Hitung volume awal gas yang terlarut dalam reservoir?
(f) Hitung faktor volume formasi minyak pada tekanan 1 atm jika
koefisien ekspansi minyak
di tanki 0.0006 per oF?
Penyelesaian:
(a) Lihat kurva di atas.
(b) Tidak ada lagi gas yang dapat terlarut untuk meningkatkan
volume pada waktu tekanan
ditingkatkan. Oleh karena itu, volume berkurang dengan
dinaikkannya tekanan. Bentuk
kurva patah juga terjadi pada saat gas terakhir yang menjadi
terlarut.
(c) Karena tidak ada gas tambahan yang dapat terlarut untuk
meningkatkan volume pada
waktu tekanan dinaikkan, peningkatan tekanan menyebabkan
penurunan volume dan
bukan peningkatan volume seperti halnya yang terjadi di bawah
tekanan saturasi.
Sifat Fisik Fluida, hal. 11
-
Kemiringan negatif (di atas tekanan saturasi) lebih kecil
dibandingkan kemiringan positif
(di bawah tekanan saturasi) karena liquid hanya bersifat
slightly compressible.
(d) Initial STB in place = N = )10(8.190310.1)10(250
Bplacein bblreservoir 66
oi== STB
(e) Initial volume of dissolved gas = N Rsoi = 190.8(106) x 567
= 108.2(109) SCF
(f) 06.1)60160(0006.01)60T(1VV
Bo
to =+=+== bbl/STB
Penentuan Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoir Dari Data
Laboratorium
Penentuan sifat-sifat fisik fluida reservoir minyak dengan
mengolah data yang diperoleh dari
laboratorium disebut dengan istilah reservoir fluid study.
Sifat-sifat fisik yang dihasilkan
adalah:
1. Untuk minyak: pb, Bo, Rso, Bt, co, dan o terhadap tekanan. 2.
Untuk gas: Z, Bg, dan g. 3. Jumlah dan sifat gas di separator.
4. Jumlah dan sifat gas di tanki.
5. Jumlah dan sifat gas di tanki untuk berbagai tekanan di
separator.
Memodelkan atau membuat simulasi proses yang terjadi pada fluida
reservoir selama
mengalami penurunan tekanan tidak dapat dilakukan secara persis
melalui suatu proses
tunggal. Dalam hal ini, diperlukan gabungan beberapa metode
untuk mendekati proses yang
terjadi tersebut. Berikut ini diulas prosedur yang ditempuh
masing-masing percobaan di
laboratorium beserta pengolahan data dan analisis
perhitungannya. Prosedur standar untuk
reservoir fluid study atau dikenal juga dengan PVT study
merupakan pelaksanaan prosedur-
prosedur untuk jenis-jenis pengujian berikut:
1. pengukuran komposisi
2. flash liberation
3. differential leberation
4. separator test
5. pengukuran viskositas
Hasil dari PVT study ini dilaporkan dalam format standar. Hal
pertama berisi tentang
karakteristik fluida formasi dan kondisi sampel. Pengambilan
sampel fluida untuk studi di
Sifat Fisik Fluida, hal. 12
-
atas dapat dilaksanakan dengan beberapa teknik, antara lain
bottom hole sampling dan
recombined sampling.
Percobaan di Laboratorium
Pengukuran komposisi
Komposisi kimia minyak bumi adalah sangat kompleks. Pengukuran
komposisi biasanya
dilakukan sampai C6 dan selanjutnya komponen yang lain digabung
dalam C7+ (C7 dan
selebihnya) dengan alat gas chromatography.
Flash liberation
Flash liberation terkenal juga dengan flash vaporization atau
flash expansion atau pressure
volume relation. Dalam pengujian ini gas yang keluar dari
larutan dalam minyak dibiarkan
berada dalam kontak dengan minyak sehingga komposisi tidak
berubah selama test
berlangsung. Prosedur yang ditempuh adalah sebagai berikut:
1. Tempatkan sampel dalam tabung percobaan pada p di atas
tekanan awal reservoir dan T
reservoir.
2. Sambil menjaga T konstan, turunkan tekanan sampai tekanan
tertentu kemudian catat
volume totalnya.
3. Ulangi Langkah 2 sampai gas keluar dari larutan.
4. Kocok cell untuk menyetimbangkan sistem.
5. Ulangi Langkah 2.
Liquid
Hg
Liquid
Hg
Liquid
Hg
Gas
Hg
Gas
Hg
pb
Vt VtVt
VtVtLiquid
Liquid
Langkah Pertama
Langkah Kedua
Langkah Ketiga
Langkah Keempat
Sifat Fisik Fluida, hal. 13
-
Hasil pengujian flash liberation biasanya dilaporkan dalam
bentuk tabulasi sebagai berikut
untuk satu harga temperature reservoir:
Tekanan (psig)
Relative volume
(1)
Y Function
(2) - - -
P = pb 1.0000 -
- - -
- - -
dimana:
(1) Relative volume =
VV
b
t
F, yaitu barrels volume total pada tiap tekanan dibagi
dengan
barrels volume total pada tekanan gelembung pb.
(2) Y Function =
1VVp
pp
b
tabs
b
Differential liberation
Differential liberation atau differential vaporization berbeda
dari flash liberation karena gas
yang keluar dari larutan kemudian dikeluarkan dari tabung
sehingga tidak berada dalam
kontak dengan liquid. Dengan demikian komposisi system berubah
setiap perubahan tekanan.
Prosedur yang ditempuh adalah sebagai berikut:
1. Tempatkan fluida dalam tabung pada tekanan = pb dan
temperatur sama dengan
temperatur reservoir.
2. Turunkan tekanan sampai tekanan tertentu, maka sejumlah gas
akan terlepas dari minyak.
3. Kocok cell supaya terjadi kesetimbangan, dan diamkan beberapa
saat sampai gas terpisah
dari liquid.
4. Gas dikeluarkan dari cell dengan cara pendesakan pada tekanan
konstan.
5. Ukur jumlah gas yang dikeluarkan dan specifik
gravity-nya.
6. Ukur volume minyak yang tertinggal di dalam tabung.
7. Ulangi Langkah 2-6 sampai tekanan atmosfir.
8. Turunkan temperatur sampai kondisi standar 60oF dan ukur
volumenya.
Sifat Fisik Fluida, hal. 14
-
Liquid
Hg
Liquid
Hg
Gas
Hg
Hg
pb
Vo Vo
Liquid
Liquid
Langkah Pertama
Langkah Kedua
Gas
Hg
Liquid
Gas Gas
Vo
Data yang dihasilkan adalah volume minyak, Vo, pada waktu awal
dan tiap tekanan
berikutnya, volume gas yang keluar dari larutan dan dikeluarkan
dari tabung, volume residual
minyak yang tersisa pada akhir pengujian (p = 1 atm, T = 60oF),
Vo,res. Dari data tersebut
dapat dihitung untuk tiap tekanan:
Relative oil volume = V
VB
res,o
ooD =
Solution GOR = V
VR
res,o
gsD =
Total relative volume = BtD = BoD + (RsDb RsD) Bg
Oleh karenanya, hasil pengujian differential vaporization
dilaporkan dalam bentuk tabulasi
sebagai berikut:
Tekanan (psig)
Solution GOR (RsD)
Relative Oil
Volume (BoD)
Relative total
volume (BtD)
Oil Density (gm/cc)
Gas Deviation
Factor
Gas Formation Volume Factor
Gas gravity
(1) (2) (3) (4) p = pb - - - - - - -
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Sifat Fisik Fluida, hal. 15
-
dimana
(1) Solution GOR = cuft gas pada p = 14.65 psia 60oF dibagi
dengan barrel minyak sisa pada
akhir test (p = 14.65 psia 60oF).
(2) Relative oil volume = barrel minyak pada tiap tekanan dibagi
dengan barrel minyak sisa
pada akhir test (p = 14.65 psia 60oF)
(3) Relative total volume = barrel minyak ditambah dengan gas
yang keluar pada tiap tekanan
dibagi dengan barrel minyak sisa pada akhir test (p = 14.65 psia
60oF).
(4) Faktor volume formasi gas = cuft gas pada tiap tekanan
dibagi dengan cuft pada p = 14.65
psia 60oF.
Separator test
Prosedur percobaan separator test di laboratorium yang ditempuh
adalah sebagai berikut:
1. Temperatur fluida reservoir dalam tabung pada tekanan = pb
dan temperatur reservoir.
Tekanan di separator dijaga konstan dan tekanan di tanki selalu
pada tekanan atmosfir.
Biasanya tekanan di separator dipilih oleh operator di lapangan.
Temperatur di separator
dan tanki dijaga pada harga rata-rata lapangan.
2. Turunkan volume sehingga sejumlah minyak akan keluar dan
masuk ke separator yang
selanjutnya terpisahkan menjadi gas dan minyak. Minyak dari
separator ini mengalir ke
tanki, untuk kemudian gas akan terpisahkan lagi dari minyak.
3. Ukur volume gas di separator dan tanki, volume minyak yang
keluar dari tabung, volume
minyak di tanki, dan specifik gravity gas di separator dan
tanki.
4. Ulangi Langkah 2 untuk tekanan separator yang berbeda.
Liquid
Hg
Stock tank
pb
Liquid
Gas
Liquid
Gas
Sifat Fisik Fluida, hal. 16
-
Data yang dihasilkan berupa gas-oil ratio (GOR) pada tiap
tingkat tekanan separator yang
berbeda, oil dan gas gravity, faktor volume formasi pada tekanan
gelembung. Data tersebut
biasanya dilaporkan dalam bentuk tabel sebagai berikut:
Tekanan separator
(psig)
Temp. separator
(oF)
Gas-oil ratio
Gas-oil ratio
Stock tank
gravity (oAPI)
Formation Volume Factor
Separator Volume Factor
SG Gas flashed
(1) (2) (3) (4) 50
sampai 0
- -
- -
- -
-
-
- -
- -
100 sampai
0
- -
- -
- -
-
-
- -
- -
200 sampai
0
- -
- -
- -
-
-
- -
- -
300 sampai
0
- -
- -
- -
-
-
- -
- -
(1) GOR = cuft gas pada 14.65 psia 60oF dibagi dengan barrel
minyak pada p dan T.
(2) GOR =cuft gas pada 14.65 psia 60oF dibagi dengan barrel
stock tank minyak pada 1 atm
dan 60oF.
(3) FVF = barrel saturated oil pada p = pb psig dan T dibagi
barrel stock tank minyak pada 1
atm dan 60oF.
(4) Separator volume factor = barrel minyak pada p dan T dibagi
barrel stock tank minyak
pada 1 atm dan 60oF.
Pengolahan data
Setelah data diperoleh, maka kemudian dilakukan analisis dan
perhitungan untuk
mendapatkan data sifat fluida bersangkutan. Bagian ini
menerangkan dengan singkat
mengenai pengolahan data dari hasil percobaan laboratorium
seperti tersebut di atas dengan
sedikit ilustrasi perhitungan untuk menjadi data yang siap
pakai. Data siap pakai ini misalnya
diperlukan dalam perhitungan-perhitungan reservoir engineering
seperti metode konvensional
material balance dan/atau simulasi reservoir.
Sifat Fisik Fluida, hal. 17
-
Pengolahan data untuk flash liberation
Data yang diperoleh dari laboratorium untuk uji flash liberation
adalah volume total terhadap
tekanan. Apabila data yang diperoleh tersebut diplot maka
perpotongan antara dua garis yang
mewakili kelompok kelakuan data yang berbeda adalah pada saat
timbulnya gas atau tekanan
gelembung (pb). Perbandingan volume total pada saat tekanan
gelembung ditampilkan pada
laporan. Harga perbandingan volume pada tekanan lebih besar
daripada tekanan gelembung
digunakan untuk perhitungan volume formasi minyak.
Pengolahan data untuk differential liberation
Volume yang diperoleh pada langkah terakhir percobaan di atas,
yaitu pada kondisi tekanan
atmosfir dan temperatur standar disebut sebagai Vor (residual
oil volume). Volume minyak
yang diperoleh setelah pendesakan gas dari cell disebut sebagai
Vo. Dari differential
liberation ini dihasilkan faktor volume formasi minyak yaitu Bod
= Vo/Vor; kelarutan gas
dalam minyak pada tekanan gelembung, yaitu:
STB ,V
SCF ,percobaan selama dilepaskan yang V alJumlah totR
or
gsDb =
Sedangkan kelarutan gas dalam minyak pada suatu tekanan tertentu
adalah sebagai berikut:
STB ,V
SCF , tekanansampai dilepaskan yang V alJumlah totRR
or
gsdbsD
=
Pengolahan data untuk separator test
Berbeda dengan sebelumnya, dari test ini hanya dihasilkan
parameter yang tidak tergantung
pada tekanan yaitu:
- Faktor volume formasi pada tekanan gelembung
STB , tankidi ada yang Vbbl ,separatormenuju cell darikan
terkeluaryang V
Bo
ooSb =
- Kelarutan gas dalam minyak
STB , tankidi V
SCF , tankidi Vseparator di VR
o
ggsSb
+=
- Faktor separator volume
tankidi Vseparator di Vseparator umeFaktor vol
o
o=
Sifat Fisik Fluida, hal. 18
-
Pengolahan dan Analisis Data Gabungan
Pengolahan data ini adalah untuk menentukan parameter reservoir
dari data pengujian di
laboratorium. Data yang dapat diperoleh adalah Bo, Bt, Rs, o, g,
dan co sebagai fungsi dari tekanan. Asumsi dasar yang digunakan
untuk pengolahan data tersebut adalah bahwa
pengujian di laboratorium tersebut dapat memodelkan proses yang
sebenarnya terjadi, yaitu:
Pada kondisi tekanan lebih besar daripada tekanan gelembung,
proses yang terjadi di
reservoir sampai ke separator dapat diwakili dengan gabungan
flash liberation dan separator
test.
Sedangkan proses yang terjadi pada kondisi di bawah tekanan
gelembung dapat diwakili
dengan gabungan differential liberation dan separator test.
Dengan catatan bahwa reservoir berperilaku seperti halnya
differential liberation, dan aliran
dari bottomhole ke stock tanlk berperilaku seperti separator
test.
Hasil dari separator test memberikan pilihan kondisi pemakaian
tekanan dan temperatur
separator. Pemilihan kondisi temperatur dan tekanan separator
berdasarkan pada kriteria
sebagai berikut:
1. Gas-oil ratio minimum
2. Faktor volume formasi minyak minimum
3. Derajat API maksimum
Dari separator test dapat diambil harga faktor volume formasi
minyak dan kelarutan gas
dalam minyak pada kondisi tekanan gelembung yaitu masing-masing
BoSb dan RsSb.
Berikut adalah prosedur pengolahan data gabungan menggunakan
data flash liberation,
differential liberation, dan separator test untuk menentukan Bo,
Rs, Bt, co sebagai fungsi dari
tekanan.
1. Faktor volume formasi minyak, Bo
- untuk p pb
BVV
B oSbb
t
Fo
=
STBbbl
dimana subskrip F artinya yang dihasilkan flash liberation
- untuk p < pb
=
BB
BBoDb
oSboDo STB
bbl
Sifat Fisik Fluida, hal. 19
-
dimana BoD & BoDb dihasilkan dari differential
liberation
2. Kelarutan gas dalam minyak, Rs
- untuk p pb Rs = RsSb
- untuk p < pb
BB)RR(RR
oDb
oSbsDsDbsSbs =
dimana RsD dan RsDb dihasilkan dari differential liberation.
3. Faktor volume formasi total
BBt = Bo + Bg (Rsb Rs)
atau
BB
BBoDb
oSbtDt =
dimana BtD dihasilkan dari uji differential liberation.
4. Faktor kompresibilitas (isothermal)
- untuk p pb
pp)V/V()V/V(ln
c12
bt 2F
bt 1F
o =
- untuk p < pb
=
RB
BpR
B1
csD
oDg
sD
oDo
Contoh 3: Pengolahan Data Hasil Pengukuran Laboratorium
Contoh ini diambil dari Problem 1.24 Craft and Hawkins hal. 52.
Diberikan data dari
laboratorium sebagai berikut:
Cell pressure (psia)
Oil volume in cell (cc)
Gas volume in cell (cc)
Cell Temperature
(oF) 2000 650 0 195
1500 = pb 669 0 195
1000 650 150 195
500 615 700 195
14.7 500 44,500 60
Sifat Fisik Fluida, hal. 20
-
Tentukan Rso, Bo, dan Bt pada tekanan masing-masing. Diketahui
faktor deviasi gas pada
tekanan 1000 psia dan 500 psia masing-masing 0.91 dan 0.95.
Penyelesaian:
Pada tekanan 2000 psia:
500)615.5(500
500,44Rso == SCF/STB
300.1500650
Bo == bbl/STB 300.1BB ot == bbl/STB
Pada tekanan 1500 psia:
500Rso = SCF/STB
338.1500669
Bo == bbl/STB 338.1BB ot == bbl/STB
Pada tekanan 1000 psia:
400)615.5(500
)655)(91.0(02829.0)1000(150500,44
Rso =
= SCF/STB
300.1500650
Bo == bbl/STB
600.1500
150650Bt =+= bbl/STB
Pada tekanan 500 psia:
276)615.5(500
)655)(95.0(02829.0)500(700500,44
Rso =
= SCF/STB
230.1500615
Bo == bbl/STB
630.2500
700650Bt =+= bbl/STB
Sifat Fisik Fluida, hal. 21
-
Contoh 4: Pengolahan Data Gabungan
Gunakan data hasil pengujian flash liberation, differential
liberation, dan separator test
berikut untuk menentukan Bo, Rs, Bt dan co. Gunakan prosedur
berikut:
1. Pilih kondisi separator dari hasil separator test dengan cara
menjumlahkan harga GOR
dan kemudian pilih harga yang terkecil. Ini adalah kondisi yang
optimum artinya jumlah
minyak maksimum.
2. Ambil harga BoSb dan RsSb pada separator test.
3. Ambil harga BoDb, RsDb dan Bg dari differential
liberation.
4. Hitung Bo, Rs, Bt dan co sesuai tekanan.
Data hasil pengujian flash liberation:
Tekanan (psig)
Relative volume
(1)
Y Function
(2) 5000 0.9639 4500 0.9703 4000 0.9771 3500 0.9846 3000 0.9929
2900 0.9946 2800 0.9964 2700 0.9983
2620 = pb 1.0000 2605 1.0022 2.574 2591 1.0041 2.688 2516 1.0154
2.673 2401 1.0350 2.593 2253 1.0645 2.510 2090 1.1040 2.422 1897
1.1633 2.316 1698 1.2426 2.219 1477 1.3618 2.118 1292 1.5012 2.028
1040 1.7802 1.920 830 2.1623 1.823 640 2.7513 1.727 472 2.7226
1.621
Sifat Fisik Fluida, hal. 22
-
Data hasil pengujian differential liberation:
Tekanan (psig)
Solution GOR (RsD)
Relative Oil Volume
(BoD)
Relative total
volume (BtD)
Oil Density (gm/cc)
Gas Deviation
Factor
Gas Formation Volume Factor
Gas gravity
2620 = pb 854 = RsDb 1.600 = BoDb 1.600 0.6562 2350 763 1.554
1.665 0.6655 0.846 0.00685 0.825 2100 684 1.515 1.748 0.6731 0.851
0.00771 0.818 1850 612 1.479 1.859 0.6808 0.859 0.00882 0.797 1600
544 1.445 2.016 0.6889 0.872 0.01034 0.791 1350 479 1.412 2.244
0.6969 0.887 0.01245 0.794 1100 416 1.382 2.593 0.7044 0.903
0.01552 0.809 850 354 1.351 3.169 0.7121 0.922 0.02042 0.831 600
292 1.320 4.254 0.7198 0.941 0.02931 0.881 350 223 1.283 6.975
0.7291 0.965 0.05065 0.988 159 157 1.244 14.693 0.7382 0.984
0.10834 1.213 0 0 1.075 0.7892 2.039 Pada 60oF 1.000
Hasil pengujian separator:
Tekanan separator
(psig)
Temp. separator
(oF)
Gas-oil ratio
Gas-oil ratio
Stock tank
gravity (oAPI)
Formation Volume Factor
Separator Volume Factor
SG Gas flashed
(1) (2) (3) (4) 50
sampai 0
75
75
715
41
737
41
40.5
1.481
1.031
1.007
0.840
1.338 100
sampai 0
75
75
637
91
676
92
40.7
1.474
1.062
1.007
0.786
1.363 200
sampai 0
75
75
542
177
602
178
40.4
1.483
1.112
1.007
0.732
1.329 300
sampai 0
75
75
478
245
549
246
40.1
1.495
1.148
1.007
0.704
1.286
Sifat Fisik Fluida, hal. 23
-
Penyelesaian:
1. Tentukan kondisi optimum separator. Lihat data separator.
Ambil suatu harga tekanan
dimana formation volume factor minimum. Ini akan menghasilkan
jumlah minyak
maksimum. Pada titik tersebut, stock tank oil gravity berharga
maksimum dan total GOR
berharga minimum.
Tekanan separator
(psig)
Temp. separator
(oF)
Gas-oil ratio
Jumlah Gas-oil
ratio (RsSb)
Stock tank
gravity (oAPI)
Formation Volume Factor
(2) (3) 50
sampai 0
75
75
737
41
778
40.5
1.481 100
sampai 0
75
75
676
92
768
40.7
BBoSb
1.474 200
sampai 0
75
75
602
178
780
40.4
1.483 300
sampai 0
75
75
549
246
795
40.1
1.495
Kondisi tersebut adalah tekanan separator = 100 psig, yaitu GOR
minimum = RsSb = 768
SCF/STB, API gravity maksimum = 40.7, dan FVF minimum = BoSb =
1.474 bbl/STB.
2. Tentukan Bo untuk p < pb dari data relative oil volume
differential liberation dan hasil
kondisi optimum separator menggunakan:
=
BB
BBoDb
oSboDo
dimana:
BBoSb = 1.474 bbl/STB
BBoDb = 1.600 dari data differential liberation kolom 3
Bod dari data differential liberation kolom 3
Sehingga
B600.1474.1
B oDo = dan diperoleh tabel berikut:
Sifat Fisik Fluida, hal. 24
-
Tekanan (psig)
Relative Oil Volume (BBoD)
BBo (bbl/STB)
2620 1.600 1.474 2350 1.554 1.432 2100 1.515 1.396 1850 1.479
1.363 1600 1.445 1.331 1350 1.412 1.301 1100 1.382 1.273 850 1.351
1.245 600 1.320 1.216 350 1.283 1.182 159 1.244 1.146 0 1.075
Tentukan Bo untuk p > pb dari data relative oil volume flash
liberation dan hasil kondisi
optimum separator menggunakan:
BVV
B oSbb
t
Fo
=
dimana:
VV
b
t
Fdari data flash liberation kolom 2
Sehingga
=
VV474.1B
b
t
Fo
dan diperoleh tabel berikut:
Tekanan (psig)
Relative volume
(1)
BBo (bbl/STB)
5000 0.9639 1.421 4500 0.9703 1.430 4000 0.9771 1.440 3500
0.9846 1.451 3000 0.9929 1.464 2900 0.9946 1.466 2800 0.9964 1.469
2700 0.9983 1.471 2620 1.0000 1.474
Sifat Fisik Fluida, hal. 25
-
Dengan demikian diperoleh Bo sebagai fungsi dari tekanan sebagai
berikut:
Bo vs. p
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia
Bo,
bbl
/STB
3. Tentukan Bt dari data relative total volume differential
liberation:
BB
BBoDb
oSbtDt =
dimana BtD dari data differential liberation kolom 4.
Sehingga
B600.1474.1
B tDt = dan diperoleh tabel sebagai berikut:
Tekanan (psig)
Relative total volume (BtD)
BBt (bbl/STB)
2620 1.600 1.474 2350 1.665 1.534 2100 1.748 1.610 1850 1.859
1.713 1600 2.016 1.857 1350 2.244 2.067 1100 2.593 2.389 850 3.169
2.919 600 4.254 3.919 350 6.975 6.426 159 14.693 13.536 0
Sifat Fisik Fluida, hal. 26
-
Dengan demikian hubungan Bt terhadap tekanan adalah:
Bt vs. p
1
3
5
7
9
11
13
0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia
Bt,
bbl/S
TB
4. Tentukan Rs dari total GOR dari kondisi optimum separator
dengan solution GOR dari
differential liberation menggunakan
BB)RR(RR
oDb
oSbsDsDbsSbs =
dimana
RsSb = 768 SCF/STB dari separator data kolom 4
RsDb = 854 SCF/residual dari differential liberation data kolom
2
RsD dari differential liberation data kolom 5
BBoSb = 1.474 bbl/STB
BBoDb = 1.600 bbl/STB
Sehingga
)R854(600.1474.1768R sDs =
dan diperoleh tabel sebagai berikut:
Tekanan (psig)
Solution GOR (RsD)
Rs (SCF/STB)
2620 854 2350 763 2100 684 1850 612 1600 544
Sifat Fisik Fluida, hal. 27
-
1350 479 1100 416 850 354 600 292 350 223 159 157 0 0
Sehingga hubungan Rs terhadap tekanan diperoleh sebagai
berikut:
Rs vs. p
0
200
400
600
800
1000
0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia
Rs, S
CF/
STB
5. Hitung kompresibilitas minyak dengan:
- untuk p pb
pp)V/V()V/V(ln
c12
bt 2F
bt 1F
o =
- untuk p < pb
=
RB
BpR
B1
csD
oDg
sD
oDo
Tabulasi berikut adalah hasil perhitungan dengan menggunakan
data flash liberation dan
differential liberation.
Sifat Fisik Fluida, hal. 28
-
Untuk p > pb:
Tekanan (psig)
Relative volume
(1) co (psi-1)
5000 0.9639 4500 0.9703 1.32 x 10-5
4000 0.9771 1.40 x 10-5
3500 0.9846 1.53 x 10-5
3000 0.9929 1.68 x 10-5
2900 0.9946 1.71 x 10-5
2800 0.9964 1.81 x 10-5
2700 0.9983 1.91 x 10-5
2620 = pb 1.0000 2.13 x 10-5
Untuk p < pb:
Tekanan (psig)
Solution GOR (RsD)
Relative Oil Volume (BBoD)
Gas Formation Volume Factor
co (psi-1)
2620 = pb 854 = RsDb 1.600 = BoDb 2350 763 1.554 0.00685 1.48 x
10-4
2100 684 1.515 0.00771 1.66 x 10-4
1850 612 1.479 0.00882 1.97 x 10-4
1600 544 1.445 0.01034 2.40 x 10-4
1350 479 1.412 0.01245 3.11 x 10-4
1100 416 1.382 0.01552 4.06 x 10-4
850 354 1.351 0.02042 5.76 x 10-4
600 292 1.320 0.02931 9.79 x 10-4
350 223 1.283 0.05065 2.27 x 10-3
159 157 1.244 0.10834
Dengan demikian hubungan kompresibilitas minyak terhadap tekanan
dapat digambarkan
sebagai berikut:
Sifat Fisik Fluida, hal. 29
-
co vs. p
0.00E+00
2.00E-04
4.00E-04
6.00E-04
8.00E-04
1.00E-03
0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia
c o, p
si-1
Penentuan Sifat-Sifat Fisik Fluida Reservoir Dengan Korelasi
Bagian ini tidak membahas secara detail penggunaan
korelasi-korelasi yang telah
dikembangkan dan digunakan secara meluas di industri
perminyakan. Tulisan ini hanya
menyebutkan secara ringkas mengenai korelasi-korelasi tersebut
sebagai pengenalan saja.
Secara praktis, penggunaan korelasi tidak memerlukan data
komposisi fluida. Disamping
persamaan korelasi dalam bentuk persamaan sehingga dapat
langsung digunakan dalam
program komputer, tersedia pula beberapa nomograph yang dibuat
untuk menggambarkan
beberapa persamaan korelasi.
Sifat-sifat fisik yang dapat dihitung dengan menggunakan
korelasi diantaranya adalah:
Untuk fasa minyak:
Tekanan gelembung (pb): Korelasi Standing
Kelarutan gas dalam minyak (Rso): Korelasi Standing
Densitas minyak (o): Faktor volume formasi minyak (Bo): Korelasi
Standing
Kompresibilitas minyak (co): Korelasi Vasquez and Beggs,
Korelasi McCain, Rollins,
and Villena
Viskositas minyak (o): Korelasi Vasquez and Beggs, Korelasi
Beggs and Robertsons Untuk fasa gas:
Faktor deviasi gas (Z): Korelasi Dranchuk and Abou-Kassem
Sifat Fisik Fluida, hal. 30
-
Faktor volume formasi gas (Bg)
Viskositas gas (g): Korelasi Lee, Gonzalez, and Eakin Untuk fasa
air:
Faktor formasi air formasi (Bw): Korelasi McCain
Densitas air formasi (w) Kelarutan gas dalam air formasi
Kompresibilitas air formasi (cw): Korelasi Ozip
Viskositas air formasi (w)
Sifat Fisik Fluida, hal. 31
-
Gas Properties
Gas ideal:
Gas ideal adalah fluida yang:
1. Memiliki volume molekul yang dapat diabaikan dibandingkan
dengan volume fluida
keseluruhan
2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama
molekul atau antara molekul
dengan dinding tempat gas itu berada
3. Semua tumbukan antar molekul-molekulnya bersifat elastis
murni yang berarti tidak ada
kehilangan energi.
Untuk menggambarkan properties gas ideal digunakan persamaan
keadaan atau equation of
state (EOS) berdasarkan hukum-hukum gas ideal yang dihasilkan
dari berbagai percobaan.
Hukum-hukum gas ideal tersebut, diantaranya:
1. Hukum Boyle
2. Hukum Charles
3. Hukum Avogadro
4. Hukum Gay Lussac.
Persamaan keadaan bertujuan untuk menghubungkan antara tekanan,
volume, dan
temperatur. Persamaan gas ideal:
nRTVP ideal = dimana:
n = jumlah molekul
R = Konstanta tetapan gas
Densitas Gas
Densitas gas (g) didefinisikan sebagai massa gas per satuan
volume.
Vm=
VnM
idealg =
RTpm= (gas)
RTp97.28= (udara)
Sifat Fisik Fluida, hal. 32
-
3. Spesifik Gravity
97.28M=
4. Kompresibilitas
Kompresibilitas merupakan menggambarkan besarnya perubahan
volume per satuan
perubahan tekanan. Untuk keadaan isothermal kompresibilitas
diukur dari perubahan volume
per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur
konstan.
pnRT
Videal =
pnRT
dpVd
2ideal =
=
dpdV
V1c
p1
cg =
Gas nyata
Dibedakan dari gas ideal dengan adanya factor kompresibilitas
atau factor deviasi, Z. Definisi
factor deviasi gas adalah:
pdanT@molesndariVpdanT@molesndariVz
ideal
aktual=
Ideal: PVideal = nRT
Nyata: PVaktual = ZnRT. Ini adalah EOS untuk gas nyata. Untuk
typical reservoir, biasanya
digunakan harga 0.3 < Z < 1.1. Korelasi untuk menentukan
Z:
1. Korelasi Sutton
2. Korelasi Wichert-Aziz
3. Korelasi Katz.
Densitas:
Vm=
Sifat Fisik Fluida, hal. 33
-
VnM
g =
ZRTp97.28
g=
Faktor volume formasi gas:
)F60,psi7.14(SC@V
reservoirpdanT@VB o
gas
gasg =
Kompresibilitas:
pV = ZnRT sehingga p
ZnRTV =
Selanjutnya, perubahan volume terhadap tekanan:
dpdV =
pZnRT
dpdZ
pnRT
2
=p1
pZnRT
dpdZ
Z1
pZnRT
=pV
dpdZ
ZV
Jika kompresibilitas didefinisikan sebagai berikut:
=
dpdV
V1c
maka
=
pV
dpdZ
ZV
V1
cg
atau
=
dpdZ
Z1
p1
cg
Catatan: terlihat bahwa jika untuk gas ideal, tidak ada Z, maka
p1
cg = .
Sifat Fisik Fluida, hal. 34
BAB IV: SIFAT FISIK FLUIDA Untuk menjaga representasi sampel
diperlukan strategi pengambilan sampel, diantaranya pengambilan
sampel harus: Sampel dari Bottomhole. Untuk reservoir minyak,
sampel bottomhole dianggap cara yang paling representatif, jika
hal-hal berikut ini terpenuhi. Sampel dari Separator. Sampel yang
diambil dari separator dianggap dapat diterima jika hal-hal berikut
ini terpenuhi: Sifat Fisik Fluida Yang Penting Penentuan
Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoir Dari Data Laboratorium atau
Dengan demikian hubungan kompresibilitas minyak terhadap tekanan
dapat digambarkan sebagai berikut: Penentuan Sifat-Sifat Fisik
Fluida Reservoir Dengan Korelasi Untuk fasa minyak: Untuk fasa gas:
Untuk fasa air:
Gas Properties