BAB
2
Sif at F Fisik F Fluida
Pengetahuan tentang sifat fisik fluida reservoir sangatlah dibutuhkan untuk memahami dan memprediksi kelakuan reservoir minyak dan gas sebagai fungsi tekanan. Dasar pemahaman tentang sifat fisik fluida reservoir ini akan sangat membantu dalam mengkarakterisasi dan mendeskripsikan reservoir secara lebih akurat. Setiap reservoir bersifat unik. Dengan pemahaman sifat fluida yang baik, seorang ahli reservoir mampu melakukan evaluasi dinamik kinerja reservoir dengan akurat. Baik sifat fisika maupun kimia fluida reservoir sangat mempengaruhi karakteristik interaksi fluida dengan batuan dan oleh oleh karenanya karenanya mempengaruhi mempengaruhi proses aliran aliran fluida di dalam dalam reservoir. reservoir. Komposisi, tekanan reservoir dan temperatur reservoir menentukan jenis fluida reservoir yang memiliki karakteristik berbeda-beda. Pemahaman akan kelakuan fasa fluida reservoir baik di reservoir maupun di permukaan sangat berguna untuk manajemen reservoir. Sebagai contoh, sasaran untuk mendapatkan minyak atau gas lebih banyak di permukaan dapat didesain terlebih dahulu apabila mempunyai dan memahami kelakuan fasa yang digambarkan dengan diagram fasa fluida reservoir minyak dan gas bumi. Sifat fisik fluida reservoir minyak dapat diperoleh dari pengolahan data hasil percobaan di di laboratorium. Metode Metode korelasi matematik matematik dapat digunakan digunakan apabila tidak tersedianya sifat fisik fluida reservoir yang didapatkan dari pengolahan laboratorium. 2.1 Komposisi Fluida Reservoir Pada prinsipnya fluida reservoir yang mengalir dari reservoir ke permukaan terdiri dari 2 jenis fluida yaitu minyak dan gas bumi yang disertai dengan air. Minyak Bumi merupakan campuran dari berbagai macam hidrokarbon. Campuran senyawa hidrokarbon pada minyak bumi sebanyak 50-98% berat, sisanya terdiri atas zat-zat organik yang mengandung belerang, oksigen, dan nitrogen serta senyawa-senyawa anorganik seperti vanadium, nikel, natrium, besi, aluminium, kalsium, dan magnesium. Jenis molekul yang paling sering ditemukan adalah alkana (baik yang rantai lurus maupun bercabang), sikloalkana, hidrokarbon aromatik, atau senyawa kompleks seperti aspaltena. Setiap minyak bumi mempunyai keunikan molekulnya masing-masing, yang diketahui dari bentuk fisik dan ciri-ciri kimia, warna, dan viskositas.
Berdasarkan kandungan senyawanya, minyak bumi dapat dibagi menjadi golongan hidrokarbon dan non-hidrokarbon serta senyawa-senyawa logam. Hidrokarbon 1. Parafin Parafin adalah kelompok senyawa hidrokarbon tersaturasi dengan rantai lurus atau bercabang yang molekulnya hanya mengandung unsur karbon dan hidrogen dengan rumus umum CnH2n+2. Pada umumnya minyak Bumi mengandung 5 sampai 40 atom karbon per molekulnya, meskipun molekul dengan jumlah karbon lebih sedikit/lebih banyak juga mungkin ada di dalam campuran tersebut. Contohnya adalah metana (CH4), etana (C2H6), n-butana (C4H10), isobutana (2-metil propana, C4H10), isopentana (2-metilbutana, C5H12), dan isooktana (2,2,4-trimetil pentana, C8H18). Jumlah senyawa yang tergolong ke dalam senyawa isoparafin jauh lebih banyak daripada senyawa yang tergolong n-parafin. Tetapi, di dalam minyak bumi mentah, kadar senyawa isoparafin biasanya lebih kecil daripada n-parafin. 2. Hidrokarbon tak jenuh (Alkena dan Alkuna) adalah hidrokarbon yang memiliki ikatan ganda atau triple antara triple antara atom karbon. Hidrokarbon ini memiliki potensi untuk menambah menambah lebih banyak hidrogen atau unsur-unsur lain dan karena itu disebut tak jenuh. j enuh. Hidrokarbon tak jenuh dikenal dengan olefin yang terdiri dari dua jenis.
II-1
Alkena contohnya etilen CH2 = CH2 yang memiliki ikatan karbon rangkap ganda dan alkuna contohnya asetilena CH = CH yang memiliki ikatan karbon rangkap tiga. 3. Naftena Naftena adalah senyawa hidrokarbon jenuh yang membentuk membentuk struktur cincin dengan rumus molekul CnH2n. Senyawa-senyawa kelompok naftena yang banyak ditemukan adalah senyawa yang struktur cincinnya tersusun dari 5 atau 6 atom karbon. Contohnya adalah siklopentana (C5H10), metilsiklopentana (C6H12) dan sikloheksana (C6H12). Umumnya, di dalam minyak bumi mentah, naftena merupakan kelompok senyawa hidrokarbon yang memiliki kadar terbanyak kedua setelah n-parafin. 4. Aromatik Aromatik adalah hidrokarbon-hidrokarbon hidrokarbon-hidrokarbon tak jenuh j enuh yang berintikan atom-atom karbon yang membentuk cincin benzen (C6H6). Contohnya benzen (C6H6), metilbenzen (C7H8), dan naftalena (C10H8). Minyak bumi dari Sumatera dan Kalimantan umumnya memiliki kadar aromat yang relatif besar. Non Hidrokarbon Selain senyawa-senyawa yang tersusun dari atom-atom karbon dan hidrogen, di dalam minyak bumi ditemukan juga senyawa non hidrokarbon seperti belerang, nitrogen, oksigen, vanadium, nikel dan natrium yang terikat pada rantai atau cincin hidrokarbon. Unsur-unsur tersebut umumnya tidak dikehendaki berada di dalam produk-produk pengilangan minyak bumi, sehingga keberadaannya keberadaannya akan sangat mempengaruhi langkah-langkah pengolahan yang dilakukan terhadap suatu minyak bumi. 1. Belerang Belerang terdapat dalam bentuk hidrogen sulfida (H 2S), belerang bebas (S), merkaptan (RSH, dengan R=gugus alkil), sulfida (R-S-R’), (R-S-R’), disulfida (R -S-S-R’) -S-S-R’) dan tiofen (sulfida siklik). Senyawa-senyawa belerang tidak dikehendaki karena : Menimbulkan bau tidak sedap dan sifat korosif pada produk pengolahan. Mengurangi efektivitas zat-zat bubuhan pada produk pengolahan. Meracuni katalis-katalis perengkahan. perengkahan. Menyebabkan pencemaran udara (pada pembakaran bahan bakar minyak, senyawa belerang teroksidasi menjadi zat-zat korosif yang membahayakan lingkungan, yaitu SO2 dan SO ). 3
2. Nitrogen Senyawa-senyawa nitrogen dibagi menjadi zat-zat yang bersifat basa seperti 3-metilpiridin (C H N) dan kuinolin (C H N) serta zat-zat yang tidak bersifat basa seperti pirol (C H N), 6
7
9
7
4
5
indol (C8H7 N) dan karbazol karbazol (C12H9 N). Senyawa-senyawa Senyawa-senyawa nitrogen dapat mengganggu mengganggu kelancaran pemrosesan katalitik yang jika sampai terbawa ke dalam produk, berpengaruh buruk terhadap terhadap bau, kestabilan kestabilan warna, serta serta sifat penuaan penuaan produk tersebut. tersebut. 3. Oksigen Oksigen biasanya terikat dalam gugus karboksilat dalam asam-asam naftenat (2,2,6trimetilsikloheksankarboksilat, C H O ) dan asam-asam lemak (alkanoat), gugus hidroksi 10
18
2
fenolik dan gugus keton. Senyawa oksigen tidak menyebabkan masalah serius seperti halnya senyawa belerang dan senyawa nitrogen pada proses-proses katalitik. Senyawa logam Minyak bumi biasanya mengandung 0,001-0,05% berat logam. Kandungan logam yang biasanya paling tinggi adalah vanadium, vanadium, nikel dan natrium. Logam-logam ini terdapat bentuk garam terlarut dalam air yang tersuspensi dalam minyak atau dalam bentuk senyawa organometal yang larut dalam minyak. Vanadium dan nikel merupakan racun bagi katalis-katalis pengolahan minyak bumi dan dapat menimbulkan masalah jika terbawa ke dalam produk pengolahan.
II-2
Hidrokarbon
Aromatik
Alifatik
Alkana (Paraffin)
Alkuna
Alkena
Silka Alkana (Nathenes)
Gambar 2.1 Diagram klasifikasi hidrokarbon
Tabel 2.1 Rumus Kimia Ki mia Hidrokarbon Nama Senyawa Alkana Alkena Alkuna Sikloalkana
Rumus Kimia CnH2n+2 CnH2n CnH2n-2
Jenis Ikatan Ikatan Jenuh Ikatan tidak jenuh Ikatan tidak jenuh Ikatan cincin
Komposisi tipikal gas alam pada senyawa hidrokarbon dan non-hidrokarbon ditunjukkan pada Tabel 2.2. Dan komposisi gas yang terakumulasi bersama minyak bumi ditunjukkan pada Tabel 2.3. Tampak bahwa selain Hidrokarbon juga terdapat komponen lain seperti CO 2, N2 dan H2S yang merupakan komponen ikutan. Gas alam memiliki komponen ringan lebih banyak dibandingkan dengan gas yang terakumulasi bersama minyak bumi. Komponen C 7+ untuk gas berjumlah relatif kecil sekali. Komponen C7+ artinya komponen Heptana dan yang lebih besar digabung menjadi satu. Minyak bumi lebih banyak mengandung komponen berat yaitu C7+, sedangkan gas bumi lebih banyak mengandung komponen ringan seperti Metana, Etana, Propana, dan Butana. Tabel 2.2 Tipikal Gas Alam Hidrokarbon Metana 70 - 98% Etana 1 – 10% 1 – 10% Propana Kecil sekali – sekali – 5% 5% Butana Kecil sekali – sekali – 2% 2% Pentana Kecil sekali – sekali – 1% 1% Hexana Kecil sekali – sekali – ½% ½% Heptana + Kecil sekali – sekali – ½% ½% Non-Hidrokarbon Nitrogen Kecil sekali – sekali – 15% 15% Karbon dioxida* Kecil sekali – sekali – 5% 5% Hidrogen sulfida* Kecil sekali – sekali – 3% 3% Helium Sampai 5%, biasanya kecil sekali *kadang-kadang muncul
II-3
Tabel 2.3 Gas yang terakumulasi bersama bersama minyak bumi Hidrokarbon Metana 45 – 45 – 92% 92% Etana 4 – 4 – 21% 21% Propana 1 – 1 – 15% 15% Butana ½ – ½ – 7% 7% Pentana Kecil sekali – sekali – 3% 3% Hexana Kecil sekali – sekali – 2% 2% Heptana + Kecil sekali – sekali – 1½% 1½% Non-Hidrokarbon Nitrogen Kecil sekali – sekali – up up to 10% Karbon dioxida* Kecil sekali – sekali – 4% 4% Hidrogen sulfida* 0 - Kecil sekali – sekali – 6% 6% Helium 0%
2.2 Kelakuan Fasa Fluida reservoir minyak dan gas merupakan campuran dari sejumlah komponen yang dapat berubah bentuk tergantung pada suhu dan temperatur lingkungannya. Atau lebih sering kita kenal dengan sebutan fasa. Kelakuan fasa merupakan kunci untuk memahami interaksi antara fluida reservoir dengan batuan reservoir dan perubahan dinamik reservoir seiring dengan dilakukannya beberapa aspek proses produksi. Kita akan meninjau aspek-aspek kualitatif dari perilaku fluida reservoir ketika mengalami mengalami perubahan tekanan dan suhu.
Kelakuan Fasa digambarkan dengan Diagram Fasa yang pada dasarnya adalah diagram untuk mendefinisikan kondisi fasa fluida dalam bentuk plot antara tekanan dan temperatur yang didalamnya terdapat kurva-kurva garis prosentase cairan. Garis dengan cairan nol persen artinya saat mulai terjadi pengembunan pengembunan atau disebut dengan titik embun (dew point ), ), sedangkan garis dengan gas nol persen adalah saat pertama kali gas keluar dari minyak atau disebut dengan titik gelembung (bubble (bubble point ). ). Fluida reservoir yang keluar dari wellhead pada pada umumnya terdiri dari fasa: Gas (CO2, H2S, hidrokarbon) Cair ( hidrokarbon, dan air) Padatan ( scale, scale, hidrat, pasir) Namun demikian hanya fasa gas dan cair saja yang dibahas pada bab ini. Keadaan ( state) state) fasa gas hidrokarbon dapat berpindah menjadi keadaan ( state) state) fasa cair hidrokarbon, dan sebaliknya. Tiga parameter parameter yang berpengaruh berpengaruh dalam jenis keadaan keadaan ( state) state) fasa adalah: Tekanan, (psia) Temperatur ( oF) Gaya tarik-tolak molekuler Gaya tarik-tolak molekuler berbanding terbalik dengan jari-jari.
(2.0)
r = jarak antar molekul Untuk menggambarkan kelakuan fasa dan karakteristik fluida secara fundamental dapat dijelaskan dengan diagram fasa yang lebih sederhana terlebih dahulu, yaitu:
Diagram Fasa Sistem Satu Komponen Diagram Fasa Sistem Dua Komponen
II-4
2.2.1 Sistem Komponen Tunggal Diagram Tekanan-Temperatur (P-T) 7
8 C
Pc
Titik Titik kritis
3
4 5
n a
Padat n
Cair
a k e T
1
Garis Titik Lebur
Garis Tekanan Uap
6 2 Garis Sublimasi Gas
Titik Triple
Temperatur
Tc
Gambar 2.2 Diagram Tekanan Temperatur (P-T) untuk sistem komponen tunggal
Garis Tekanan Uap (Vapour Uap (Vapour Pressure Line) Garis tekanan uap membagi membagi daerah berfasa cair dan daerah berfasa gas. Di atas garis tekanan uap mengindikasikan kondisi zat berfasa cair dan dibawah garis tekanan uap mengindikasikan kondisi zat berfasa gas. Bila tepat pada garis tekanan uap mengindikasikan terdapat fasa gas dan fasa cair secara berdampingan.
Titik Kritis (Critical (Critical Point) Titik kritis dilambangkan dengan titik C. Titik kritis merupakan batas dari garis tekanan uap (Vapour pressure line) yang ditandai dengan temperatur kritis (Tc) dan tekanan kritis (Pc) untuk komponen tunggal. Temperatur kritis (Tc) dan tekanan kritis (P c) ini menandakan batas cair dan gas yang dapat muncul.
Triple Point Titik tiga (Triple (Triple point) point) mewakili tekanan dan temperatur di mana terdapat 3 fasa secara bersamaan bersamaan yaitu padat, cair dan uap dalam kondisi kesetimbangan. kesetimbangan. Dalam dunia perminyakan, perminyakan, seorang ahli reservoir lebih sering menidentifkasi hidrokarbon dalam fasa cair dan gas. Fasa padat hanya ditemukan pada situasi tertentu seperti permasalahan endapan lilin (wax), (wax), aspal (asphaltenes) dan hidrat. hidrat.
Garis Tekanan Sublimasi (Sublimitation-Pressu (Sublimitation-Pressure re Line) Perpanjangan garis tekanan uap (vapour ( vapour pressure line) line) di bawah titik tripel merupakan kondisi yang membagi daerah dalam fasa padat dan daerah dalam fasa uap.
Garis Titik Lebur ( Melting Melting Point Line) Garis titik lebur membagi daerah dalam fasa padat dan daerah dalam fasa cair. Garis titik lebur untuk hidrokarbon memiliki kemiringan garis ( slope) slope) yang positif seiring dengan bertambahnya tekanan dan temperatur.
II-5
Gambar 2.2 menunjukkan diagram Tekanan-Temperatur (diagram P-T) untuk komponen tunggal. Terlihat bahwa triple point merupakan titik keberadaan ketiga fasa yaitu, dari sebelah kiri, padatan, cairan dan gas. Garis yang memisahkan fasa padat dan cair adalah garis titik lebur/leleh; garis yang memisahkan fasa cair dengan fasa gas adalah garis tekanan uap; sedangkan garis yang memisahkan fasa padat dengan fasa gas adalah garis sublimasi. Titik kritik (titik C) didefinisikan sebagai kondisi dimana di atas titik kritik fasa fluida tidak dapat ditentukan. Pada Gambar 2.3 juga ditunjukkan proses isotermik dan isobarik. Proses isotermik diilustrasikan oleh perpindahan dari kondisi 1 ke 2, dan dari 5 ke 6. Untuk perpindahan dari titik 1 ke 2 terjadi perubahan fasa, dari fasa cair ke fasa uap. Namun untuk perpindahan dari titik 5 ke 6 tidak terjadi perubahan fasa, hal ini disebabkan kedua titik terletak di sebelah kanan titik kritik sistem tersebut. Proses isobarik ditunjukkan oleh perpindahan kondisi dari titik 3 ke 4 dimana terjadi perubahan fasa dari fasa cair ke uap, dan titik 7 ke 8 yang tidak terjadi perubahan fasa karena di atas titik kritik. Gambar 2.3 juga mengilustrasikan perubahan fisik di dalam cel apabila terdapat sistem fasa cair kemudian diturunkan tekanannya pada kondisi temperatur konstan.
Isotermal
Isobarik
Gas
Cair
Cair
Cair
Gas Cair
Hg
Hg Hg
Temperatur
Hg
Tekanan Konstan
Gambar 2.3 Proses Isotermik dan Isobarik pada Sistem Komponen Tunggal
Diagram Tekanan-Volume Selain dari diagram tekanan temperatur (P-T) sistem komponen tunggal, perubahan fasa dapat pula terlihat pada diagram tekanan volume (P-V) untuk sistem komponen tunggal. Seiring dengan terjadinya penurunan tekanan dari titik 1, terjadi penurunan tekanan yang cukup besar sejalan dengan perubahan volume yang cukup kecil (gradien penurunan tekanan curam). Hal ini disebabkan karena kompresibilitas cairan yang kecil. Ketika tekanan gelembung tercapai, gas terlarut mulai terbentuk keluar dari cairan (titik 2). Sistem terus berkembang dan lebih banyak gas yang keluar dari cairan (dari titik 2 ke titik 3) sampai suatu saat akan tercapai titik embun. Kondisi dari titik 2 ke titik 3 merupakan kondisi dimana terbentuk 2 fasa. Penurunan tekanan berlanjut hingga semua fasa gas terbentuk (titik 4). Secara sederhana diilustrasikan dalam Gambar 2.4.
II-6
Diagram Tekanan Volume
PVT Cell
Semua Cairan
Daerah Fasa tunggal
1 Gas Gelembung Pertama n a n a k
3
2 e T
Cairan yang Tersisa
Gas
Titik Gelembung Daerah Dua Fasa
Semua Gas
Titik Embun
4
Volume
Gambar 2.4 Diagram Tekanan Volume (P-V) untuk sistem komponen tunggal
Diagram Density-Temperatur (Diagram -T) Gambar 2.5 menunjukkan diagram density-temperatur ( -T) untuk komponen murni. Zona dua fasa terletak di dalam “envelope”. Di atas “envelope” adalah zona fasa cair, sedangkan zona di bawah “envelope” adalah zona fasa uap. Garis yang membelah “ envelope” tersebut adalah garis rata-rata harga densitas sistem tersebut.
Densitas Cairan
ρ
Densitas Rata-rata C
Densitas Uap
P
Pc
Gambar 2.5 Diagram Densitas-Temperatur Komponen Tunggal
2.2.2 Sistem Dua komponen Dibandingkan dengan diagram fasa komponen tunggal, diagram fasa untuk dua komponen menunjukkan adanya daerah dimana keberadaan dua fasa yang hadir berdampingan. Diagram dua fasa di lingkari oleh garis titik gelembung (bubble point line) dan garis titik embun (dew point line). Dan diantara garis titik gelembung dan garis titik embun terdapat titik kritis yang membagi fasa cair tunggal dan fasa gas tunggal. Gambar dari diagram fasa untuk dua komponen ditunjukkan pada Gambar 2.6.
II-7
Dimulai dari titik 1 dimana fasa yang terbentuk yaitu hanya fasa cair tunggal, seiring dengan terjadinya penurunan tekanan hingga ke titik gelembung maka akan terbentuk gas yang keluar dari fasa cair dan menyebabkan fasa cair berkurang. Akan terbentuk fasa cair dan fasa gas pada kondisi tekanan dibawah titik gelembung. Penurunan tekanan hingga ke titik embun menyebabkan gas mengembang sampai maksimum, fasa cair berkurang dan terbentuk menjadi fasa gas tunggal (titik 2). Garis garis kontur atau sering disebut dengan “quality lines” yang terbentuk menunjukkan perbandingan fasa cair terhadap fasa gas yang terbentuk pada tekanan dan temperature tertentu. 1 C
Titik Kritis
Fasa Cair n a
100 n a k e
75 T
% cair Garis Titik Embun
50
Garis Titik Gelembung
25 0
2 Fasa Gas
Temperatur Gambar 2.6 Diagram P-T untuk Sistem Dua Komponen
2.3 Diagram Fasa Minyak Bumi Diagram fasa minyak bumi adalah multikomponen, dan akan sangat bermanfaat untuk mengetahui kelakuan fluida reservoir selama produksi, mendefinisikan dan menggambarkan jenis-jenis fluida reservoir karena keperluan rekayasa reservoir dan produksi, menentukan dalam pengambilan keputusan seperti: sampling dan penghitungan cadangan. Diagram fasa minyak/gas bumi hanya dapat ditentukan di laboratorium atau dengan simulasi PVT menggunakan piranti lunak.
Penentuan jenis fluida reservoir paling tepat adalah dengan diagram fasa P-T, namun, terdapat cara sederhana dan cepat, yaitu dengan nilai Rasio Gas-Minyak Awal (GOR i), gravity (oAPI), dan warna.
II-8
Gambar 2.7 Diagram P-T untuk Sistem Multi Komponen
Jenis-jenis fluida reservoir terdiri dari: Black Oil Volatile Oil Retrogade gas (gas kondensat) Wet gas Dry gas
Black Oil Diagram fasa dari black oil secara umum ditunjukkan pada Gambar 2.8. Garis pada lengkungan fasa mewakili presentase volume cairan (% liquid) yang konstan, diukur sebagai persentase dari volume total. Garis-garis ini disebut iso-vol atau garis kualitas (quality lines). Pada black oil , iso-vol/garis kualitas memiliki jarak yang seragam pada setiap lengkungan. Garis vertikal 1-2-3 menunjukkan penurunan tekanan pada temperatur konstan yang terjadi di reservoir selama produksi. Ketika tekanan reservoir berada pada garis 1-2, minyak dikatakan dalam keadaan tak jenuh (undersaturated ) karena gas terlarut didalam minyak. Titik 2 merupakan titik gelumbung (bubble point). Setelah penurunan tekanan melewati titik 2, maka reservoir berada pada keadaan dua fasa. Penurunan tekanan akan membebaskan sebagian gas terlarut untuk membentuk fasa gas bebas dalam reservoir. Gas mengembang dari minyak dan bergerak dari reservoir ke permukaan. Hal ini terlihat dari Gambar 2.8 dimana seiring berkurangnya tekanan, terjadi pengurangan persentase cairan (% liquid)/ penyusutan minyak. Black oil terdiri dari variasi rantai hidrokarbon termasuk molekul-molekul yang besar, berat dan tidak mudah menguap (nonvolatile). Diagram fasa-nya mencakup rentang temperatur yang luas. Tampak bahwa kurva garis pensentase fasa cairan 100% berada di sebelah kiri, dipisahkan oleh titik kritis (Critical Point) dan 100% fasa gas berada di sebelah kanan. Pada kondisi dua fasa, sedikit penurunan tekanan tidak mengakibatkan terlepasnya gas dari cairan (minyak) dalam jumlah yang signifikan. Ciri-ciri fluida reservoir jenis Black Oil adalah sebagai berikut: Cakupan temperatur yang cukup luas Initial GOR sekitar 2000 SCF/STB
II-9
API rendah yaitu < 40 oAPI) Warna coklat/kehitaman
Gambar 2.8 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Black Oil
Volatile Oil Volatile oil mengandung relatif lebih sedikit molekul-molekul berat dan lebih banyak intermediates (Etana sampai Heksana) dibanding black oil . Diagram fasa dari volatile oil ditunjukkan pada Gambar 2.9. Rentang harga temperatur yang tercakup lebih kecil daripada black oil . Temperatur kritiknya jauh lebih kecil daripada black oil , bahkan mendekati temperatur reservoir. Isovol-nya j uga tidak seragam jaraknya, tetapi cenderung melengkung ke atas di depan garis titik gelembung. Garis vertikal 1-2-3 menunjukkan penurunan tekanan pada temperatur konstan yang terjadi di reservoir selama produksi. Ketika tekanan reservoir berada pada garis 1-2, minyak dikatakan dalam keadaan tak jenuh (undersaturated ) karena gas terlarut didalam minyak. Titik 2 merupakan titik gelumbung (bubble point). Setelah penurunan tekanan melewati titik 2, maka reservoir berada pada keadaan dua fasa. Penurunan tekanan akan membebaskan sebagian gas terlarut untuk membentuk fasa gas bebas dalam reservoir. Gas mengembang dari minyak dan bergerak dari reservoir ke permukaan. Hal ini terlihat dari Gambar 2.9 dimana seiring berkurangnya tekanan, terjadi pengurangan persentase cairan (% liquid)/ penyusutan minyak. Pada kondisi dua fasa, sedikit penurunan tekanan akan mengakibatkan terlepasnya gas dari liquid (minyak) dalam jumlah yang signifikan. Suatu volatile oil dapat menjadi gas sebesar 50% di reservoir pada tekanan hanya beberapa ratus psi di bawah tekanan gelembung. Iso-vol dengan persentase cairan jauh lebih kecil melintasi kondisi separator. Oleh karena itu disebut volatile oil (minyak yang mudah menguap). Ciri-ciri fluida reservoir jenis Volatile Oil adalah sebagai berikut: GOR 2000 – 3300 SCF/STB API sekitar 40 oAPI atau lebih Warna coklat kehitaman 12.5 %< C7+ < 30 % mol
II-10
Gambar 2.9 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Volatile Oil
Retrograde Gas Diagram fasa untuk retrograde gas lebih kecil daripada untuk minyak dan titik kritik-nya berada jauh di arah bawah dari lengkungan. Perubahan tersebut merupakan akibat dari kandungan retrograde gas/gas kondensat yang terdiri dari lebih sedikit hidrokarbon berat daripada minyak. Diagram fasa dari retrograde gas memiliki temperatur kritik lebih kecil dari temperatur reservoir dan cricondentherm lebih besar daripada temperatur reservoir. Seperti terlihat pada Gambar 2.10, awalnya retrograde gas merupakan fasa gas di reservoir (titik-1). Bersamaan dengan menurunnya tekanan reservoir, retrograde gas akan mencapai titik embun (titik2). Dengan menurunnya tekanan, cairan mengembun dari gas untuk membentuk cairan bebas di reservoir. Cairan ini sebagian tidak mengalir dan tidak dapat diproduksi. Penurunan tekanan akan sangat besar pengaruhnya terhadap terlepasnya gas. Ciri-ciri fluida reservoir jenis Retrograde adalah sebagai berikut: GOR 3300 SCF/STB API: 40 < oAPI < 60 Persentase komponen intermediet (C3,C4,C5) sangat besar
Gambar 2.10 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Retrograde Gas
II-11
Wet Gas Diagram fasa untuk fluida reservoir wet gas ditunjukkan dalam Gambar 2.11. Dimana temperatur reservoir diatas cricondentherm dari campuran hidrokarbon. Cricondentherm didefinisikan sebagai diatas temperatur maksimum dimana cairan tidak dapat terbentuk karena kurangnya tekanan. Karena temperatur reservoir melebihi cricondentherm dari sistem hidrokarbon, fluida reservoir akan selalu tetap dalam fase gas seiring dengan penurunan tekanan (Garis 1-2). Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang mengakibatkan sejumlah cairan terbentuk di permukaan (disebut kondensat). Kata “wet” (basah) pada wet gas (gas basah) bukan berarti gas tersebut basah oleh air, tetapi mengacu pada cairan hidrokarbon yang terkondensasi pada kondisi permukaan. Ciri-ciri fluida reservoir jenis Wet Gas adalah sebagai berikut: Di dalam reservoir fluida tidak berupa gas o API sama dengan retrogade gas, tetapi tidak berubah terhadap waktu GOR > 50000 SCF/STB
Gambar 2.11 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Wet Gas
Dr y Gas Komponen utama dari dry gas yaitu merupakan metana. Pada dasarnya diagram fasa dari dry gas mirip dengan wet gas. Yang membedakannya yaitu separator berada diatas cricondentherm/ diluar envelope ( lengkungan fasa). Kata dry mengindikasikan bahwa fluida reservoir tidak mengandung komponen hidrokarbon berat yang dapat membentuk cairan pada kondisi permukaan (hanya dalam fasa gas). Ciri-ciri fluida reservoir jenis Dry Gas adalah sebagai berikut: Baik di dalam reservoir maupun di permukaan, fluida tidak mengandung fasa cair Mengandung molekul berat yang sedikit sekali
II-12
Gambar 2.12 Diagram P-T Jenis Reservoir Dry Gas
Penentuan jenis reservoir secara lengkap dari diagram fasa multi komponen dapat disimpulkan pada Gambar 2.13.
Gambar 2.13 Penentuan Jenis Reservoir dari di agram fasa Multi Komponen
Penentuan diagram fasa dapat juga dilakukan dengan bantuan perangkat lunak komersial. Gambar 2.14 sampai dengan Gambar 2.16 merupakan contoh diagram fasa yang dibuat dengan menggunakan perangkat lunak/ software komersial.
II-13
Gambar 2.14 Diagram fasa untuk reservoir black oil
Gambar 2.15 Diagram fasa untuk reservoir volatile oil
Gambar 2.16 Diagram fasa untuk reservoir retrograde gas
II-14
Secara umum, perubahan bentuk fasa dari fasa minyak hingga ke fasa gas komponen ringan memiliki kecenderungan bentuk fasa seperti pada Gambar 2.17 berikut:
Gambar 2.17 Perubahan bentuk fasa dari fasa minyak hingga ke fasa gas
2.4 Sifat Fisik Fluida Reservoir 2.4.1 Kelarutan Gas Dalam Minyak (R so) Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai jumlah kaki kubik standar (SCF) gas yang terlarut di dalam satu barel tangki (STB) minyak pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu.
a yan didukikan ada kndii anda,SCF R Vum Vum a yan mauk anki ada kndii anda,STB
(2.1)
Kelarutan gas mencapai maksimum dan bernilai konstan pada keadaan tak jenuh ( undersaturated ) karena semua gas terlarut didalam minyak. Setelah penurunan tekanan melewati titik gelembung maka reservoir berada pada keadaan dua fasa. Sebagian gas bebas terbentuk dari fasa minyak didalam reservoir. Gas yang keluar dari minyak ini membuat kelarutan gas didalam minyak menjadi berkurang seiring dengan berkurangnya tekanan. Kelarutan gas didalam minyak secara grafik digambarkan dalam Gambar 2.18.
Gambar 2.18 Kelarutan Gas dalam Minyak sebagai Fungsi Tekanan
2.4.2 Tekanan Gelembung/Tekanan Saturasi (P b) Tekanan gelembung (P b) didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas pertama kali dibebaskan dari fasa minyak. Sifat fisik fl uida reservoir minyak dapat diperoleh dengan metode flash liberation atau Differential Liberation di laboratorium. Adakalanya kita menghadapi situasi dimana tidak tersedianya data tekanan gelembung dari hasil tes laboratorium. Sangat penting bagi kita untuk mengestimasi properti minyak ini dari data parameter produksi yang ada. Beberapa grafik dan korelasi matematik digunakan untuk menentukan tekanan gelembung. Korelasi ini didasarkan pada
II-15
asumsi bahwa tekanan gelembung adalah fungsi dari kelarutan gas (Rs), gravitasi gas (γ g), gravitasi minyak (0API), dan suhu (T). P b = f (Rs, γg, API, T)
(2.2)
Beberapa cara digunakan untuk menggabungkan beberapa parameter diatas dalam bentuk grafik atau persamaan matematik/korelasi. Korelasi matematik untuk menghitung tekanan gelembung akan dibahas kemudian pada sub bab korelasi sifat fisik fluida.
2.4.3 Faktor Volume Formasi Minyak (B o) Faktor volume formasi minyak di definisikan sebagai volume minyak (termasuk gas terlarut) pada kondisi reservoir (res. bbl) dibagi dengan volumenya pada kondisi standar (STB). Nilai faktor volume formasi minyak akan bernilai sama dengan satu pada saat diukur pada tekanan atmosfir 14.7 psia dan temperatur 60 °F.
Vum minyak+a au ada kndii vi, Vum minyak yan mauk anki ada kndii anda,STB
(2.3)
Gambar 2.19 merupakan grafik hubungan faktor volume formasi minyak (Bo) terhadap tekanan. Untuk kondisi reservoir tak jenuh/undersaturated (P>Pb), seiring dengan berkurangnya tekanan maka volume minyak akan bertambah dikarenakan terjadi pengembangan minyak (oil expansion). Terjadinya pengembangan minyak ini menyebabkan faktor volume formasi minyak menjadi membesar. Pengembangan minyak maksimum dicapai ketika tekanan sampai ke titik gelembung (P b) dan menghasilkan faktor volume formasi minyak maksimum. Setelah melewati titik gelembung, penurunan tekanan lebih lanjut menyebabkan gas keluar dari minyak yang secara kuantitatif lebih besar dari pengembangan minyak. Akibat penurunan tekanan tersebut, didapatkan volume minyak di reservoir mengecil dan nilai faktor volume formasi minyak (Bo) mengecil pula.
Gambar 2.19 Faktor Volume Formasi Minyak sebagai Fungsi Tekanan
2.4.4 Faktor Volume Formasi Gas (B g) Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai volume gas pada kondisi reservoir (res. bbl) dibagi dengan pada kondisi standar (SCF), 60 °F dan 14,7 psia. Faktor volume formasi gas ini kemudian digunakan sebagai penghubung perhitungan volume aktual gas di reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu.
,
(2.4)
dimana, Bg = faktor volume formasi gas, ft3/scf VP,T = volume gas pada P dan T tertentu, ft3 Vsc = volume gas pada kondisi standar, ft3
II-16
,
(2.5)
(2.6)
dimana, Zsc
= faktor Z pada kondisi standar = 1.0
Psc,Tsc = tekanan dan tempearatur pada kondisi standar Dengan mengasumsikan kondisi standar P sc = 14.7 psia dan T sc = 520 maka didapatkan hubungan persamaan sebagai berikut:
0.02827
(2.7)
dimana, Bg z T
= faktor volume formasi gas, ft3/scf = faktor kompresibilitas gas = temperatur, oR
Didalam unit lapangan, faktor volume gas dapat dituliskan dalam satuan bbl/SCF:
0.005035
(2.8)
Gambar 2.20 Grafik hubungan B g terhadap tekanan.
2.4.5 Faktor Volume Formasi Total (B t) Untuk menggambarkan hubungan tekanan dan volume pada sistem hidrokarbon dibawah tekanan gelembung ( saturated), akan lebih mudah apabila kita mengekpresikannya dalam bentuk faktor volume formasi total sebagai fungsi dari tekanan. Faktor volume formasi total ini mendefinisikan total volume dari suatu sistem hidrokarbon dengan satu atau dua fasa yang ada pada campuran hidrokarbon tersebut. Faktor volume formasi total (Bt) didefinisikan sebagai rasio total dari campuran hidrokarbon (minyak dan gas) pada tekanan dan suhu tertentu terhadap volume minyak pada kondisi standar (Stock tank oil ).
Secara matematik dapat ditulis sebagai berikut:
), ,+(
(2.9)
dimana, Bt = faktor volume formasi total, bbl/STB = faktor volume formasi minyak pada P dan T tertentu, bbl = faktor volume formasi gas pada P dan T tertentu, bbl
, (),
II-17
= Faktor volume formasi minyak pada kondisi standar, STB
Untuk keadaan reservoir tak jenuh/undersaturated (P>Pb), tidak terdapat gas bebas. Dalam hal ini faktor volume formasi total akan sama dengan faktor volume formasi minyak. Atau dalam grafik akan terlihat garis yang berhimpitan. Persamaan faktor volume formasi total menjadi:
,+ ,
(2.10)
Untuk keadaan reservoir jenuh/ saturated (P
,
Bg
(2.11)
= Volume gas bebas pada P dan T tertentu = Faktor volume formasi gas, bbl/scf
Volume dari minyak yang tersisa pada kondisi reservoir didefinisikan sebagai
(2.12)
Faktor volume formasi total secara matematik dituliskan sebagai berikut:
(2.13)
dimana, = kelarutan gas pada kondisi tekanan gelembung, SCF/STB = kelarutan gas pada tekanan tertentu, SCF/STB = faktor volume formasi minyak, bbl/STB = faktor volume formasi gas, bbl/STB
Gambar 2.21 Hubungan Faktor Volume Formasi Total sebagai Fungsi Tekanan
2.4.6 Kompresibilitas (C) Kompresibilitas Gas Kompresibilitas merupakan perubahan volume pada tekanan dan temperatur tertentu dan mempunyai hubungan dengan sifat fisik fluida yang lain. Pengetahuan tentang kompresibilitas fluida terhadap temperatur dan tekanan sangat penting dalam perhitungan keteknikan reservoir. Untuk fasa cair, faktor kompresibilitas bernilai kecil dan biasanya dianggap konstan. Untuk fasa gas, faktor kompresibilitas bernilai tidak kecil dan tidak kontan.
II-18
Berdasarkan definisi, kompresibilitas gas isotermal merupakan perubahan volume per satuan volume terhadap perubahan tekanan. Faktor kompresibilitas dalam persamaan matematik dapat dituliskan sebagai berikut:
(2.14)
= kompresibilitas gas isotermal, 1/psi
Dari persamaan gas nyata,
(2.15)
Turunan dari persamaan diatas terhadap tekanan pada temperatur konstan (T) dituliskan sebagai berikut:
(2.16)
(2.17)
dengan mensubtitusi didapatkan
Untuk gas ideal, z = 1 dan
0
(2.18)
Persamaaan Cg ini berguna untuk menentukan besaran dari kompresibilitas isotermal. Apabila ditulis dalam bentuk pseudo reduced pressure, maka persamaannya menjadi:
(2.19)
Dikali dengan P pc, didapatkan
(2.20)
dimana, isotermal pseudo-reduced compressibility isotermal kompresibilitas gas = pseudo-reduced pressure
Harga dari
didapatkan dari kemiringan garis T pr isothermal pada grafik Z-factor korelasi
Standing dan Katz. Gambar 2.22 menunjukkan kelakuan kompresibilitas gas terhadap tekanan.
Gambar 2.22 Kompresibilitas Gas sebagai Fungsi Tekanan
II-19
Kompresibilitas Minyak Koefisien kompresibilitas isotermal dibutuhkan dalam menyelesaikan permasalahan dalam keteknikan reservoir. Koefisien kompresibilitas isotermal dapat menyelesaikan permasalahan aliran fluida transien dan juga dibutuhkan dalam menentukan properti fisik reservoir undersaturated . Kompresibilitas isotermal dapat dituliskan dalam persamaan matematik sebagai berikut:
1
Untuk suatu sistem reservoir minyak, koefisien kompresibilitas isotermal minyak (co) ditentukan untuk tekanan diatas tekanan gelembung (P>P b) dituliskan secara matematik sebagai berikut:
(2.21)
(2.22)
(2.23)
dimana, co = kompresibilitas isotermal, 1/psi = densitas minyak, lb/ft3 = faktor volume formasi minyak, bbl/STB
Pada kondisi minyak dibawah titik gelembung (P
(2.24)
= faktor volume formasi gas, bbl/scf
Gambar 2.23 menunjukkan kelakuan kompresibilitas minyak terhadap tekanan.
Gambar 2.23 Kompresibilitas Minyak sebagai Fungsi Tekanan
2.4.7 Densitas dan Spesifik Gravitasi ( dan ) Densitas dan Spesifik Gravitasi Minyak Densitas merupakan nilai kerapatan suatu fluida yang merupakan perbandingan antara massa fluida terhadap volume fluida pada tekanan dan temperatur tertentu.
62.4
(2.25)
II-20
dimana, spesifik gravitasi minyak = densitas minyak, lb/ft3 = densitas air, lb/ft3
Selain densitas dan spesifik gravitasi, dalam dunia perminyakan digunakan pula parameter gravitasi API ( API gravity). Berat jenis (oAPI) minyak menunjukkan kualitas fluida hidrokarbon. Apakah hidrokarbon tersebut termasuk minyak ringan, gas atau minyak berat. Persamaan API gravity dituliskan sebagai berikut:
. 131.5
(2.26)
Semakin besar harga oAPI maka minyak semakin ringan dan sebaliknya. API gravity dari minyak biasanya berkisar dari 47o untuk minyak ringan dan 10o untuk minyak berat. Perkiraan jenis minyak bumi ditunjukkan sebagai berikut: Tabel 2.4 Pembagian minyak berdasarkan oAPI gravitasi minyak Jenis minyak bumi
Ringan Medium ringan Medium berat Berat Sangat berat
Specific gravity (
0,830 0,830-0,850 0,850-0,865 0,965-0,905 0,905
)
o
API 39 39-35 35-32,1 32,1-24 24,8
Densitas dan Spesifik Gravitasi Gas Berdasarkan teori kinetik gas postulat, gas terbentuk dari berbagai banyak macam partikel yang disebut dengan molekul. Untuk suatu gas ideal, volume molekul jumlahnya hampir sama jika dibandingkan dengan jumlah gas total. Gas ini juga diasumsikan tidak terdapat gaya tolak menolak antar molekul dan molekulnya bersifat elastic. Berdasarkan teori gas kinetik, persamaan matematik yang disebut persamaan keaadan ( equation of state) menggambarkan hubungan antra tekanan, volume, temperatur dan jumlah mol gas (n). Hubugan dari parameter ini dikenal dengan sebutan hukum gas ideal. Secara matematik dituliskan sebagai berikut:
n RT
(2.27)
dimana, P = tekanan absolute, psia V = volume, ft3 T = temperatur absolute, oR n = jumlah mol gas, lb-mol R = konstanta gas, 10.73 psia ft3/lb-mol oR Jumlah dari pound-mol gas didefinisikan sebagai berat gas m dibagi dengan berat molekul M.
(2.28)
(2.29)
Densitas gas merupakan perbandingan antara berat per unit volume gas.
(2.30)
dimana, = densitas gas, lb/ft3
II-21
Densitas dari campuran gas ideal didapatkan dengan mengganti berat molekul dengan berat molekul gas nyata.
(2.31)
dimana, = densitas gas, lg/ft3 Ma = berat molekul gas nyata
Spesifik gravitasi didefinisikan sebagai rasio densitas gas terhadap densitas udara. Kedua densitas tersebut diukur pada tekanan dan temperatur yang sama. Umumnya, tekanan pada kondisi standar (Psc) dan temperatur pada kondisi standar (Tsc) digunakan untuk menentukan spesifik gavitasi gas.
(2.32) (2.33)
Dengan mengasumsi kelakuan campuran gas dan udara digambarkan dengan persamaan gas ideal, spesifik gravitasi gas dapat dituliskan sebagai berikut:
.
(2.34) (2.35)
dimana,
= spesifik gavitasi gas = densitas udara = berat molekul udara = 28.96 = berat molekul gas = tekanan kondisi standar, psia = temperatur kondisi standar, oR
2.4.8 Viskositas ( ) Viskositas Minyak Viskositas minyak merupakan sifat fisik fluida yang penting dalam mengatur aliran minyak dalam media berpori. Viskositas didefinisikan sebagai kekentalan/tahanan dari fluida untuk mengalir. Viskositas merupakan perbandingan shear stress dan shear rate.
Viskositas dinyatakan dengan persamaan:
(2.36)
dimana, μ = viskositas , gr/(cm.sec) F = shear stress A = luas bidang paralel terhadap aliran, cm2 dv/dy = gradient kecepatan, cm/(sec.cm). Pada fluida minyak mempunyai kelakuan seperti tampak pada Gambar 2.24 Di atas p b, viskositas minyak menurun terhadap turunnya tekanan secara hampir linier dan tidak tajam. Sedangkan di bawah pB, harga viskositas bertambah secara exponensial. Pada saat tekanan diatas p b, penurunan tekanan menyebabkan pengembangan minyak lebih mudah sehingga viskositas turun. Sedangkan setelah melewati p b, jumlah gas yang berada dalam minyak berkurang terus dengan turunnya tekanan sehingga minyak makin mengental atau makin sulit mengalir.
II-22
Gambar 2.24 Viskositas Minyak sebagai Fungsi Tekanan
Viskositas Gas Viskositas gas adalah ukuran kekentalan/tahanan fluida (gas) terhadap aliran. Viskositas gas didefinisikan sebagai rasio dari gaya geser gas per unit luas terhadap gradien kecepatan aliran gas. Viskositas gas mempunyai satuan centipoise atau gram/100/ detik/1 centimeter. Satuan centipoises dapat dikonversi menjadi unit lain diantaranya: 1 poise = 100 centipoise = 106 mikropoise = 6.72 (10-2) lb/ft sec = 2.09 (10-3) lb sec/ft2 Viskositas gas jarang diukur didalam laboratorium karena dapat dihitung dengan presisi dengan korelasi empiris. Viskositas gas dapat dituliskan sebagai berikut: µg = (P,T,yi)
(2.37)
Viskositas gas merupakan fungsi dari tekanan, temperatur, dan komposisi gas. Viskositas gas berkurang dengan turunnya tekanan. Dari hubungan viskositas Gas Sebagai Fungsi Tekanan, karena molekul-molekulnya makin berjauhan dan bergerak lebih bebas. Dari hubungan viskositas Gas Sebagai Fungsi Tekanan juga menunjukkan pengaruh temperatur yang berlawanan antara kondisi tekanan tinggi dan tekanan rendah. Pada tekanan tinggi, viskositas gas turun dengan naiknya temperatur.
µg
P Gambar 2.25 Viskositas Gas Sebagai Fungsi Tekanan
II-23
2.4.9 Faktor Deviasi Gas (Z) Gas pada keadaan tekanan rendah merupakan suatu alat yang mudah digunakan dalam menganalisa kelakuan gas. Pada tekanan tinggi, penggunaan persamaan gas ideal dapat menyebabkan error sebesar 500%, dibandingkan dengan error 2-3% pada kondisi tekanan atmosfir.
Pada dasarnya, perbedaan besaran antara gas nyata dari hukum gas ideal sejalan dengan bertambah besarnya tekanan dan temperatur serta keberagaman komposisi dari gas tersebut. Gas nyata memiliki kelakuan yang berbeda dengan gas ideal. Hal ini dikarenakan hukum gas ideal didasarkan pada asumsi bahwa volume molekul tidak signifikan dan tidak terdapat gaya tolak menolak antar molekul. Banyak persamaan keadaan dikembangkan untuk mengkorelasikan tekanan, volume, dan temperatur (PVT) untuk gas nyata dari data percobaan. Hubungan antara tekanan, volume, dan temperatur ini disebut dengan faktor kompresibilitas gas, faktor deviasi gas, atau z-factor . Persamaan gas ideal dituliskan sebagai berikut:
z n RT
(2.38)
Faktor z merupakan variabel tidak berdimensi, yang merupakan rasio dari volume gas aktual terhadap volume gas ideal.
/
(2.39)
Studi faktor kompresibilitas gas pada bebagai komposisi gas memberikan informasi bahwa faktor kompresibilitas gas dapat digeneralisasi dengan tingkat keakuratan yang cukup untuk banyak tujuan keteknikan ketika faktor kompresibilitas gas ini diekspresikan dengan property tidak berdimensi ( Pseudo-reduced pressure dan Pseudo-reduced temperature). Variabel tidak berdimensi dapat dituliskan secara matematik sebagai berikut:
(2.40)
(2.41)
dimana, P = tekanan, psia P pr = pseudo-reduced pressure T = temperatur, oR T pr = pseudo-reduced temperature P pc , T pc = Pseudo-critical pressure dan temperature
∑= ∑=
(2.42)
(2.43)
Untuk mengetahui harga Z diperlukan harga Ppc dan Tpc sehingga diperoleh harga Pr dan Tr. Dari harga yang diperoleh, harga Z faktor dapat dilihat pada grafik korelasi Katz dan Standing.
II-24
Gambar 2.26 Faktor Deviasi Gas sebagai Fungsi Tekanan
2.4.10 Sifat Fisik Air Formasi Air formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi minyaknya. Seperti pada gas dan minyak, maka sifat-sifat fisik air formasi meliputi: berat jenis air, viskositas air, faktor volume formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.
Densitas Air Fomasi (ρw) Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan dengan massa per satuan volume, specifik volume yang dinyatakan dalam per satuan massa dan specifik gravitasi yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 60 oF. Berat jenis formasi (ρw) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi ρw pada kondisi standar dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi jenuh terhadap gas alam pada kondisi reservoir. Viskositas Air Formasi (μw) Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat salinitas yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air formasi (μw) akan naik terhadap turunnya temperatur dan kenaikan tekanan. Kegunaan mengenai perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir. Faktor volume formasi air formasi (Bw) Faktor volume formasi air formasi (B w) menunjukkan perubahan volume air formasi dari kondisi permukaan. Faktor volume formasi air formasi ini dipengaruhi oleh pembebasan gas dan air dengan turunnya tekanan, pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. Kompressibilitas Air Formasi (Cw) Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air formasi yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompresibilitas air tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompresibilitas air dinyatakan dalam persamaan berikut yaitu:
(2.44)
dimana,
II-25
Cw V P V
= kompressibilitas air, psi-1 = volume air, bbl = perubahan tekanan, psi. = perubahan volume air, bbl
Kelarutan Gas dalam Air Formasi Kelarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama. Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi mula-mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar garam, dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air formasi perlu dikoreksi.
2.5 Penentuan Sifat Fisik Fluida Reservoir Dengan Korelasi Matematik 2.5.1 Kelarutan Gas (Rs) Korelasi Standing Pada tahun 1947 Standing mengusulkan suatu korelasi grafis untuk menentukan kelarutan gas untuk suatu sistem minyak. Korelasi ini didapatkan berdasarkan 105 eksperimen, dimana diukur tekanan gelembung pada 22 lapangan minyak. Korelasi ini merupakan fungsi dari tekanan gelembung (P b), gravitasi gas (γg), gravitasi minyak (0API), dan temperature (T). Berdasarkan eksperimen ini didapatkan tingkat kesalahan sebesar 4.8 %. Secara matematik persamaan Standing dituliskan sebagai berikut:
. 1.410. 0.0125 API – 0.00091 (T-460)
(2.45)
(2.46)
dimana, T
= temperatur, oF
P
= sekanan, psia
γg = spesifik gravitasi gas
Korelasi Vasquez dan Beggs Vasquez dan Beggs menemukan suatu korelasi untuk mengestimasi kelarutan gas dalam minyak pada tahun 1980. Korelasi ini didapatkan dari analisis regresi dari 5008 pengukuran kelarutan gas dalam minyak. Berdasarkan gravitasi minyak, data yang diukur dibagi menjadi 2 kelompok. Koefisien persamaan yang didapatkan, dibagi berdasarkan graviasi minyak kurang dari 30 (API ≤ 30) dan gravitasi minyak lebih dari 30 (API ≥ 30). Koefisien untuk persamaan Vasquez dan Beggs ini dapat dilihat pada Tabel 3.5. Dari evaluasi independen yang dilakukan oleh Farashad dan Sutton (1984), korelasi ini mempredikasi kelarutan gas dengan tingkat kesalahan (error) sebesar 12.7%.
(2.48)
II-26
Tabel 2.5 Harga koefisien kelarutan gas korelasi Vasquez dan Beggs Koefisien C1 C2 C3
API ≤ 30 0.0362 1.0937 25.724
API ≥ 30 0.0178 1.187 23.931
15.91210− 460 .
(2.49)
dimana, = gravitasi gas diukur pada tekanan separator referensi = gravitasi gas diukur pada tekanan separator aktual (Pada Psep dan Tsep) PTsep = tekanan separator, psia Psep = temperatur separator, oR
Korelasi Glaso Glaso (1980) mengusulkan sebuah korelasi untuk mengestimasi kelarutan gas sebagai fungsi dari garvitasi minyak API, tekanan, temperatur dan spesifik gravitasi gas. Korelasi ini dikembangkan berdasarkan studi dari 45 sampel minyak. Glaso menemukan error sebesar 1.28% dengan standar deviasi 6.98%. Persamaan yang diusulkan yaitu sebagai berikut:
..∗. − ∗ 10 2.8869 14.18113.3093log.
(2.50)
;
(2.51)
(2.52)
Korelasi Marhoun Marhoun (1988) mengembangkan sebuah korelasi untuk mengestimasi kelarutan gas dalam suatu hidrokarbon minyak. Korelasi didapatkan dari 160 data uji eksperimen kelarutan gas. Persamaan yang diusulkan yaitu sebagai berikut:
[ ]
(2.53)
dimana T = temperatur, oR = spesifik gravitasi minyak = spesifik gravitasi gas a-e = koefisien a = 185.843208 b = 1.87784 c = -3.1437 d = -1.32657 e = 1.398441
Korelasi Petrosky dan Farshad Petrosky dan Farshad (1993) menggunakan software regresi (multiple regression) non linier untuk mengembangkan korelasi kelarutan gas. Persamaan ini dikembangkan berdasarkan database PVT dari 81 analisa laboratorium dari sistem hidrokarbon minyak. Petrosky dan Farshad mengembangkan persamaan sebagai berikut:
. 12.34.10. 7.91610− . 4.561 10−460.
(2.54)
(2.55)
dimana
II-27
= temperatur, oR = tekanan, psia
T P
2.5.2 Tekanan Gelembung (P b) Beberapa grafik dan korelasi matematik digunakan untuk menentukan tekanan gelembung. Korelasi ini didasarkan pada asumsi bahwa tekanan gelembung adalah fungsi dari kelarutan gas (Rs), gravitasi gas (γg), gravitasi minyak (0API), dan suhu (T).
P b = f (Rs, γg, API, T)
(2.56)
Beberapa cara digunakan untuk menggabungkan beberapa parameter diatas dalam bentuk grafik atau persamaan matematik/korelasi. Beberapa korelasi tersebut diantaranya: Korelasi Standing Pada tahun 1947 Standing mengusulkan suatu korelasi grafis untuk menentukan tekanan gelembung untuk suatu sistem minyak. Korelasi ini didapatkan berdasarkan 105 eksperimen, dimana diukur tekanan gelembung pada 22 lapangan minyak. Korelasi ini merupakan fungsi dari kelarutan gas (Rs), gravitasi gas (γg), gravitasi minyak (0API), dan temperatur (T). Berdasarkan eksperimen ini didapatkan tingkat kesalahan sebesar 4.8 %. Persamaan matematik korelasi Standing dituliskan sebagai berikut:
. 18.2 10 1.4
(2.57)
0.00091 4600.0125
(2.58)
dimana, P b = tekanan gelembung, psia T = temperatur, oR
Korelasi Vasquez dan Beggs Korelasi kelarutan gas Vasquez dan Beggs untuk menghitung tekanan gelembung (P b) dituliskan sebagai berikut:
10 3 15.91210− 460 .
Psep PTsep
(2.59) (2.60) (2.61)
= gravitasi gas diukur pada tekanan separator referensi = gravitasi gas diukur pada tekanan separator aktual (Pada Psep dan Tsep) = tekanan separator, psia = temperatur separator, oR Tabel 2.6 Harga koefisien penentuan tekanan gelembung korelasi Vasquez dan Beggs Koefisien C1 C2 C3
API ≤ 30 27.624 0.914328 11.172
API ≥ 30 56.18 0.84246 10.393
Korelasi Glaso Glaso (1980) menggunakan 45 sampel minyak dari sistem hidrokarbon untuk mengembangkan korelasi tekanan gelembung (P b). Persamaan korelasi Glaso dituliskan sebagai berikut:
1.76691.7447log∗0.30218log∗
(2.62)
II-28
∗
(2.63)
dimana, R s = kelarutan gas, SCF/STB T = temperatur, oR = spesifik gravitasi gas a,b,c = koefisien korelasi a = 0.816 b = 0.172 c = -0.989
Korelasi Marhoun Marhoun (1988) menggunakan 160 percobaan menentukan tekanan gelembung dari analisa 69 data PVT campuran hidrokarbon untuk mengembangkan korelasi tekanan gelembung (P b). Marhoun mengkorelasikan tekanan gelembung dengan kelarutan gas (R s), temperatur, dan spesifik gavitasi minyak dan gas. Persamaan korelasi Marhoun dituliskan sebagai berikut:
(2.64)
dimana, T = temperature, oR = spesifik gravitasi minyak = spesifik gravitasi gas a-e = koefisien a = 5.38088 (10)-3 b = 0.715082 c = -1.87784 d = 3.1437 e = 1.32657
Dari hasil korelasi didapatkan tingkat kesalahan (error) sebesar 3.66% dibandingkan dengan data percobaan yang digunakan untuk mengembangkan korelasi.
Korelasi Petrosky dan Farshad Dari persamaan korelasi kelarutan gas Petrosky dan Farshad, dapat ditentukan tekanan gelembung. Persamaan Petrosky dan Farshad dituliskan sebagai berikut:
. .. 1391.051 7.91610− . 4.561 10−460.
(2.65)
(2.66)
Dari hasil korelasi Petrosky dan Farshad untuk menentukan tekanan gelembung, didapatkan error sebesar 3.28%.
2.5.3 Faktor Volume Formasi Minyak (B o) Korelasi Standing Standing (1947) membuat sebuah grafik korelasi untuk mengestimasi faktor volume formasi minyak sebagai fungsi dari kelarutan gas, spesifik gravitasi gas, spesifik gravitasi minyak dan temperatur reservoir. Grafik korelasi ini didapatkan berdasarkan 105 data percobaaan dari 22 sistem hidrokarbon yang berbeda. Tingkat kesalahan yang didapatkan dari korelasi ini yaitu sebesar 1.2%. Standing menuliskan persamaan matematik untuk faktor volume formasi minyak sebagai berikut:
. . 0.97590.00012 1.25 460
(2.67)
dimana,
II-29
T
= temperatur, oR = spesifik gravitasi minyak = spesifik gravitasi gas terlarut
Korelasi Vasquez dan Beggs Vasquez dan Beggs (1980) mengembangkan persamaan hubungan untuk menentukan faktor volume formasi minyak (Bo) sebagai fungsi dari kelarutan gas (R s), spesifik gavitasi minyak ( , dan spesifik garvitasi gas ( dan temperatur (T). Korelasi yang diusulkan oleh Vasquez dan Beggs didapatkan dari 6000 pengukuran volume formasi minyak (B o) pada berbagai variasi tekanan. Menggunakan teknik analisa regresi, Vasquez dan Beggs menemukan persamaan matematik yang mengambarkan faktor volume formasi minyak dari 600 pengukuran tersebut. Persamaan korelasi Vasquez dan Beggs dituliskan sebagai berikut:
1 520
(2.68)
dimana, R s = kelarutan gas, SCF/STB T
= temperatur, oR
15.91210− 460 .
(2.69)
dimana,
= gravitasi gas diukur pada tekanan separator referensi = gravitasi gas diukur pada tekanan separator aktual (Pada Psep dan Tsep) = tekanan separator, psia = temperatur separator, oR
Psep Psep
Tabel 2.7 Harga koefisien faktor volume formasi minyak korelasi Vasquez dan Beggs Koefisien C1 C2 C3
API ≤ 30 4.677 x (10-4) 1.751 x (10-5) -1.811 x (10-8)
API ≥ 30 4.67 x (10-4) 1.1 x (10-5) 1.337 x (10-9)
Pada korelasi Vasquez and Beggs ini didapatkan tingkat kesalahan (error) sebesar 4.7%.
Korelasi Glaso Glaso (1980) mengusulkan persamaan korelasi faktor volume formasi minyak sebagai berikut: (2.70)
110 ∗ 0.27683 ∗ 6.585112. 9 1329log ∗ . 0.968 460
(2.71) (2.72)
dimana, T
= temperatur, oR = spesifik gravitasi minyak
Korelasi Marhoun Marhoun (1988) mengembangkan korelasi untuk menentukan faktor volume formasi minyak sebagai fungsi dari kelarutan gas, spesifik gravitasi minyak, spesifik gravitasi minyak dan temperatur. Persamaan empiris dikembangkan dengan menggunakan analisis regresi tidak linier (multiple nonlinear regression) dari 160 percobaan. Percobaan didapatkan dari 69 lapangan
II-30
minyak. Persamaan korelasi Marhoun untuk menghitung faktor volume formasi minyak dituliskan sebagai berikut:
0.4970690.862963 10−0.182594 10− 0.318099 10− (2.73)
dengan, a b c
= 0.74239 = 0.323294 = -1.20204
Korelasi Petrosky dan Farshad Petrosky dan Farshad (1993) mengusulkan sebuah korelasi untuk menghitung faktor volume formasi minyak (Bo). Korelasi yang diusulkan Petrosky dan Farshad ini dikembangkan dari persamaan yang telah dikembangkan oleh Standing guna meningkatkan tingkat akurasi dari korelasi Standing yang telah ada. Petrosky dan Farshad menggunakan model regresi non linier untuk mencocokan dengan data percobaan yang didapatkan dari sistem hidrokarbon. Korelasi yang diusulkan Petrosky dan Farshad yaitu sbb:
. . 1.01137.2046 10−. . 0.24626 460. (2.74)
dimana, T
= temperatur, oR = spesifik gravitasi minyak
2.5.4 Faktor Volume Formasi Gas (B g) Korelasi Abu Kasem Dalam satuan lapangan faktor volume formasi gas didapatkan dari korelasi Abu Kassem sebagai berikut:
0.00502 1 [1] exp
(2.75)
dimana,
dengan konstanta: A1 = 0.3265 A3 = - 0.5339 A5 = - 0.05165 A7 = - 0.7361 A9 = 0.1056
A2 A4 A6 A8 A10
= - 1.07 = 0.01569 = 0.5475 = 0.1844 = 0.6134
A11
= 0.7210
2.5.5 Faktor Volume Formasi Total (B t) Korelasi Standing Standing (1947) menggunakan 387 data percobaan untuk mengembangkan grafik korelasi untuk memprediksi faktor volume formasi 2 fasa. Dari korelasi ini didapatkan tingkat kesalahan (error) sebesar 5%. Beberapa parameter yang digunakan untuk menghitung faktor volume formasi dua
II-31
fasa. Parameter tersebut meliputi kelarutan gas pada tekanan yang diinginkan (R s), spesifik gravitasi gas , spesifik gravitasi minyak , temperatur dan tekanan. Dalam mengembangkan grafik korelasi ini, Standing menggunakan kombinasi parameter korelasi yang dituliskan sebagai berikut:
. . ∗ − 10.1 . .+ 2.9 10−.
(2.76)
(2.77)
Whitson dan Brule (2000) mengekspresikan grafik korelasi standing, dan dituliskan dalam persamaan matematik sebagai berikut:
. ∗ 5.223 −.+
(2.78)
Korelasi Glaso Data percobaan pada 45 sampel minyak digunakan oleh Glaso (1980) untuk membuat korelasi menghitung faktor volume formasi total (Bt). Glaso memodifikasi parameter A* korelasi standing dan menggunakan model analisis regresi untuk mengembangkan persamaan faktor volume formasi total (Bt). Persamaan korelasi Glaso dituliskan sebagai berikut:
0.080135 0.47257 ∗0.17351∗ . −. ∗ − . 2.9 10−.
(2.79) (2.80) (2.81)
Didapatkan standar deviasi sebesar 6.54% dari korelasi persamaan faktor volume formasi total Galso ini.
Korelasi Marhoun Berdasarkan 1556 percobaan menentukan faktor volume formasi total, Marhoun (1988) menggunakan model regresi nonlinear untuk mengembangkan korelasi matematik faktor volume formasi total (Bt). Persamaan korelasi Marhoun dituliskan sebagai berikut: (2.82)
0.3146930.106253 10− 0.18883 10−
(2.83)
dimana, a = 0.644516 b = -1.07934 c = 0.724874 d = 2.00621 e = -0.76191 Didapatkan tingkat kesalahan sebesar 4.11% dengan standar deviasi sebesar 4.94% pada korelasi Marhoun ini. 2.5.6 Kompresibilitas Minyak (c o) Terdapat beberapa korelasi yang dikembangkan untuk mengestimasi kompresibilitas minyak pada saat tekanan reservoir diatas tekanan gelembung (undersaturated). Persamaan tersebut antara lain: Korelasi Vasquez dan Beggs (undersaturated ) Total dari 4036 data percobaan yang digunakan pada model regresi linier, Vasquez dan Beggs (1980) mengkorelasikan kompresibilitas minyak isotermal dengna kelarutan gas (R s), temperatur, o
API Minyak, spesifik gravitasi gas (
dituliskan sebagai berikut:
) dan tekanan. Persamaan korelasi Vasquez dan Beggs ini
−+ + . −− + .
(2.84)
II-32
dimana, T = temperatur, oR P = tekanan diatas tekanan gelembung, psia R sb = kelarutan gas di titik tekanan gelembung = gravitasi gas diukur pada tekanan separator referensi
15.91210− 460 .
(2.85)
dimana, = gravitasi gas diukur pada tekanan separator aktual (Pada Psep dan Tsep) Psep = tekanan separator, psia PTsep = temperatur separator, oR
Korelasi Petrosky dan Farshad Petrosky dan Farshad (1993) mengusulkan suatu hubungan untuk menentukan kompresibilitas minyak (co) untuk reservoir undersaturated . Korelasi matematik Petrosky dan Farshad dituliskan sebagai berikut:
1.705 10−.. .460.−.
(2.86)
dimana , T = temperatur, oR = kelarutan gas pada titik gelembung, SCF/STB
2.5.7 Viskositas Gas (µ g) Korelasi Lee, Gonzalez, dan Eakin Lee, Gonzalez, dan Eakin (1966) membuat suatu korelasi semi empiris untuk mengkalkulasi viskositas gas.
10− . +. MT .+ M+ T 3.5 0.01 2.4 0.2
(2.87) (2.88) (2.89) (2.90)
dimana, = densitas gas pada temperatur dan tekanan reservoir. T = temperatur reservoir, oR Ma = berat molekul gas Dari korelasi Lee, Gonzalez, dan Eakin didapatkan error dengan standar deviasi 2.7% dan deviasi maksimum 8.99%.
2.5.8 Viskositas Minyak (µ o) Viskositas minyak merupakan fungsi dari temperatur, tekanan, garvitasi minyak, gravitasi gas, dan kelarutan gas. Berdasarkan tekanan, viskositas minyak dapat diklasifikasikan menjadi 3 kategori yaitu: 1. Dead oil viscosity 2. Saturated oil viscosity 3. Undersaturated oil viscosity
1. Dead oil viscosity Viskositas Dead oil didefinisikan sebagai viskositas minyak pada tekanan atmosfir (tidak terdapat gas terlarut) dan temperatur sistem.
II-33
Beberapa korelasi empiris diusulkan untuk mengestimasi viskositas dead oil antara lain: Korelasi Beal Korelasi Beggs-Robinson Korelasi Galso
Korelasi Beal Dari total 753 viskositas dead oil diatas 100oF, Beal (1946) mengembangkan korelasi untuk menentukan viskositas dead oil sebagai fungsi dari temperatur dan derajat gravitasi API minyak. Persamaan korelasi Beal dituliskan dalam persamaan matematik sebagai berikut:
0.32 . .− 10.+.
(2.90)
(2.91)
Korelasi Beggs dan Robinson Beggs dan Robinson (1975) mengembangkan suatu korelasi empiris untuk menentukan viskositas dead oil . Korelasi Beggs dan Robinson ini didapatkan dari 460 pengukuran viskositas dead oil . Korelasi Beggs dan Robinson secara matematik dituliskan sebagai berikut:
10 1 −. 10 460 3.03240.02023
(2.92)
Dari korelasi didapatkan error sebesar -0.64% dengan standar deviasi 13.53% dari data yang digunakan.
Korelasi Glaso Glaso (1980) mengusulkan persamaan korelasi matematik untuk menghitung viskositas dead oil. Korelasi Glaso ini dikembangkan berdasarkan pengukuran 26 sampel minyak. Persamaan korelasi dituliskan sebagai berikut:
3.14110460−.log 10.313 log460 36.447
(2.93) (2.94)
Persamaan korelasi diatas dapat digunakan dalam temperatur sistem 50-300 oF dan gravitasi API minyak 20-48o. Suton dan Farshad (1986) menyimpulkan bahwa korelasi Glaso memberikan akurasi yang paling baik dibandingkan dengan kedua korelasi diatas.
2. Saturated oil viscosity (Viskositas minyak jenuh) Beberapa korelasi empiris digunakan untuk mengukur viskositas dalam kondisi reservoir jenuh ( saturated). Korelasi Chew-Connally Korelasi Beggs-Robinson
Korelasi Chew-Connally Korelasi Chew-Connally (1959) membuat suatu korelasi untuk menentukan viskositas dead oil berdasarkan kelarutan gas di titik gelembung. Korelasi Chew-Connally ini dikembangkan dari 457 sampel minyak. Secara matematik persamaan korelasinya dituliskan sebagai berikut:
10 .2.2.10 −. 7.4 10− − 8.6210
(2.95)
dengan
II-34
3. 1.1741010−−
= viskositas minyak di titik gelembung, cp = viskositas dead oil pada tekanan 14.7 psia dan temperatur reservoir, cp.
Data percobaan yang digunakan Chew dan Connally untuk mengembangkan korelasi ini berdasarkan parameter sebagai berikut: Tekanan : 132-5645 psia Temperatur : 72-292 oF Kelarutan gas : 51-3544 SCF/STB Viskositas Dead oil : 0.377-50 cp
Korelasi Beggs dan Robinson Dari 2073 pengukuran viskositas minyak pada reservoir jenuh ( saturated), Beggs dan Robinson (1975) mengusulkan suatu persamaan empiris untuk mengestimasi viskositas minyak untuk reservoir jenuh ( saturated). Persamaan korelasi Beggs dan Robinson secara matematik dituliskan sebagai berikut:
−. 5.10.47415150 100 −.
(2.96)
dimana,
Dari korelasi ini didapatkan tingkat kesalahan sebesar -1.83% dengan standar deviasi 27.25%. Rentang data yang digunakan untuk mengembangkan korelasi Beggs dan Robinson i ni yaitu: Tekanan : 132-5265 psia. Temperatur : 70-295oF API Gravitasi minyak : 16-58o Kelarutan gas : 20-2070 SCF/STB.
3. Viskositas minyak tak jenuh ( Undersaturated oil viscosity)
Korelasi Vasquez dan Beggs Dari total 3593 data, Vasquez dan Beggs (1980) membuat suatu persamaan korelasi matematik untuk menghitung viskositas minyak untuk reservoir tak jenuh (undersaturated ). Persamaan korelasi Vasquez dan Beggs dituliskan sebagai berikut:
dimana, 3. 2.69.10−10 −
(2.97)
Pengembangan korelasi diatas didasarkan pada data yang digunakan pada rentang sebagai berikut: Tekanan : 141-9151 psia Kelarutan gas : 9.3-2199 SCF/STB Viskositas : 0.117-148 cp Gravitasi gas : 0.511-1.351 API minyak : 15.3-59.5o Dari korelasi viskositas ini didapatkan error sebesar -7.54%.
2.5.9 Densitas Minyak (ρo) Densitas merupakan nilai kerapatan suatu fluida yang merupakan perbandingan antara massa fluida terhadap volume fluida pada tekanan dan temperatur tertentu.
II-35
.
(2.98)
(2.99)
Beberapa korelasi dikembangkan untuk menghitung densitas minyak. Korelasi dibutuhkan ketika tidak tersedianya data PVT laboratorium. Korelasi untuk menghitung densitas minyak ini merupakan fungsi dari spesifik gravitasi gas, spesifik gravitasi minyak, faktor volume formasi minyak dan kelarutan gas.
. + .
(2.100)
dimana, = spesifik gravitasi minyak = kelarutan gas, SCF/STB = densitas minyak, lb/ft3
Standing (1981) mengusulkan sebuah persamaan korelasi untuk menghitung faktor volume formasi minyak sebagai fungsi dari kelarutan gas (R s), spesifik gravitasi gas, spesifik gravitasi minyak pada tekanan dan temperature tertentu. Dengan menggabungkan definisi faktor volume formasi minyak dengan persamaan korelasi matematik Standing, densitas minyak pada tekanan dan temperature tertentu dapat dihitung dengan persamaan matematik berikut.
. + . . .+. + . −
(2.101)
dimana, = spesifik gravitasi minyak = temperatur reservoir, oR
2.5.10 Faktor Kompresibilitas (Z) Selama empat dekade, grafik z-factor dari korelasi Standing dan Katz digunakan secara luas untuk menghitung faktor komresibilitas gas. Sebagai hasilnya, beberapa persamaan matematik bermunculan untuk menghitung faktor kompresibilitas ( z-factor). Terdapat tiga korelasi yang dapat digunakan untuk menghitung z-factor. Korelasi Hall-Yarborough Korelasi Dranchuk-Abu-Kassem Korelasi Dranchuk-Purvis-Robinson
Korelasi Hall-Yarborough Hall-Yarborough (1973) membuat suatu persamaan matematik untuk menggambarkan grafik z factor korelasi Standing dan Katz. Persamaan matematik yang diusulkan didapatkan berdasarkan persamaan keaadaan Starling-Carnahan (Starling-Carnahan equation of state). Koefisien persamaan ditentukan dengan meregresinya dengan data dari grafik z-factor korelasi Standing dan Katz. Persamaan korelasi Hall dan Yarborough secara matematik dituliskan sebagai berikut:
. exp1.21
(2.102)
P pr
= pseudo-reduced pressure
t
= Pengulangan temperature pseudo (reciprocal of the pseudo-reduced temperature, T pc /T)
Y
= R educed density
++ 1 +− 2 3 0
(2.103)
II-36
0.06125 t exp1.21 14.769.76 4.58 90.7242.2 42.4 2.182.82
X1
=
X2
=
X3
=
X4
=
Persamaan F(Y) merupakan persamaan non linier yang digunakan untuk menentukan reduced density (Y) dengan iterasi Newton-Raphson.
Korelasi Dranchuk-Abu-Kassem Dranchuk dan Abu-Kassem (1975) mengembangkan suatu persamaan analitik untuk menghitung reduced gas density yang digunakan menghitung faktor kompresiblitas gas. Reduced gas density (ρr ) didefinisikan sebagai rasio densitas gas pada tekanan dan temperatur tertentu terhadap densitas gas pada tekanan kritis dan temperatur tertentu.
/ // /
(2.104)
Faktor kompresibilitas gas kritis (Zc), kira-kira 0.27. Persamaan reduced gas density dapat disederhanakan menjadi:
.
(2.105)
Sebelas koefisien konstan didefinisikan untuk menyelesaikan reduced gas density.
1 exp10 .
(2.106)
(2.107)
(2.108)
(2.109)
(2.110)
(2.111)
Koefisien konstan A1 sampai dengan A11 A1 = 0.3265 A5 = -0.05165 A9 = 0.1.56 Persamaan
A2 = -1.07` A3 = -0.5339 A4 = 0.01569 A6 = 0.5475 A7 = -0.7361 A8 = 0.1844 A10 = 0.6134 A11 = 0.721 dapat diselesaikan dengan iterasi Newton Rapshon.
Korelasi Dranchuk-Purvis-Robinson Dranchuk, Purvis, dan Robinson (1974) mengembangkan korelasi berdasarkan persamaan keaadaan Benedict-Webb-Rubbin (Benedict-Webb-Rubbin type of equation of state). Dengan mem- fitting 1500 titik data dari grafik z-factor korelasi Standing dan Katz, didapatkan delapan koefisien untuk meghitung faktor kompresibilitas gas. Persamaan korelasi Dranchuk-PurvisRobinson dapat dituliskan sebagai berikut:
1 1exp 0
(2.112)
dengan,
II-37
0.27 Delapan koefisien konstan didefinisikan untuk menyelesaikan reduced gas density. A1 = 0.31506237 A2 = -1.0467099` A3 = -0.5783272 A4 = 0.53530771 A5 = -0.61232032 A6 = -0.10488813 A7 = 0.68157001 A8 = 0.68446549 Korelasi Dranchuk-Purvis-Robinson valid untuk pseudo-reduced temperature dan Pressure pada rentang sebagai berikut: 1.05 < T pr < 3 0.2 < P pr < 3
2.5.11 Faktor Volume Formasi Air (B w) Faktor volume formasi air dapat dihitung dengan menggunakan persamaan matematik sebagai berikut: (2.113)
460460
dimana koefisien A1-A3 didapatkan dari persamaan berikut:
T
(2.114)
= temperatur, oR
Nilai a1-a3 didefinisikan untuk gas-free water dan gas-saturated water, seperti pada tabel berikut: Tabel 2.8 Koefisien Gas-free water
Gas-fr ee water Ai A1 A2 A3
a1 0.9947 -4.228 (10-6) 1.3 (10-10)
a2 5.8 (10-6) 1.8376 (10-8) -1.3855 (10-12)
a3 1.02 (10-6) -6.77 (10-11) 4.285 (10-15)
Tabel 2.9 Koefisien Gas-saturated water
Gas- saturated water Ai A1 A2 A3
a1 0.9911 -1.093 (10-6) -5 (10-11)
a2 6.35 (10-5) -3.497 (10-9) 6.429 (10-13)
a3 8.5 (10-7) 4.57 (10-12) -1.43 (10-13)
2.5.12 Viskositas Air (µ w) Korelasi Meehan Meehan (1980) mengusulkan korelasi untuk menghitung viskositas air dengan mempertimbangkan efek dari tekanan dan salinitas. Persamaan korelasi Meehan dituliskan sebagai beirkut:
13.5 10−460
(2.114)
II-38
dengan,
−3.9 3 10− 10.6349.57610 4.51810−9.31310 − dimana, viskositas air, cp = viskositas air pada P=14.7 psia, cp P = tekanan, psia T = temperatur, oF Y = salinitas air, ppm
Korelasi Brill dan Beggs Brill dan Beggs (1978) membuat korelasi untuk menghitung viskositas air yang hanya dipengaruhi oleh faktor temperatur. Persamaan Brill dan Beggs i ni dituliskan sebagai berikut.
T
exp1.0031.479 10−1.982 10−
(2.115)
= Viskositas air, cp = Temperatur, oF
2.5.13 Kelarutan Gas dalam Air (R sw) Kelarutan gas dalam air dapat dihitung dengan persamaan matematik sebagai berikut:
− 2.0.1023. 4 5 10 − 1075. 2 6 10 8.57 10−3.910−1.0210−
(2.116)
dimana,
)T -3.59 (10-5) T2 )T +1.48 (10-7) T2
T
= temperatur, oF
2.5.14. Kompresibilitas Air Isotermal (C w) Brill dan Beggs (1978) mengusulkan persamaan untuk menghitung kompresibilitas air isotermal, dengan asumsi mengabaikan koreksi dari gas terlarut dan padatan.
10− 3. 8 5460. 0 00134 − 7 7 10 0.010524. 3.926710−8.8 10−
(2.117)
dimana,
Cw P T
= kompresibilitas air, psi-1 = tekanan, psia = temperatur, oF
2.6 Penentuan Sifat Fisik Gas di Laboratorium Sifat fisik gas di permukaan berbeda dengan sifat fisik gas saat berada di reservoir. Hal ini disebabkan oleh proses kondensasi yang berlangsung saat gas terproduksi dari reservoir ke permukaan. Komposisi gas di permukaan mengandung lebih sedikit komponen berat dan menengah dibandingkan dengan komposisi gas di reservoir. Di permukaan, aliran gas dari sumur dipisahkan menjadi free water , kondensat, gas di separator, dan gas di stock tank .
II-39
Jika sampel fluida reservoir tidak tersedia, maka untuk mengetahui komposisi gas di reservoir dapat dilakukan rekombinasi di laboratorium. Rekombinasi adalah penggabungan kondensat, gas di separator, dan gas di dalam stock tank sehingga menghasilkan angka yang sama dengan producing gas oil ratio. Setelah dikoreksi terhadap harga z- factor di lapangan, fluida rekombinasi dimasukkan ke dalam sebuah PVT cell dan dikondisikan pada tekanan dan temperatur di reservoir. Ada dua jenis percobaan untuk mengetahui sifat fisik gas, yaitu Constant Composition Expansion (CCE ) atau Flash Liberation dan Constant Volume Depletion (CVD) atau Differential Liberation. Percobaan Constant Composition Expansion (CCE ) dilakukan untuk mengetahui dew point reservoir dimana gas ditempatkan di dalam suatu PVT cell , kemudian diberi tekanan sebesar tekanan awal reservoir. Sedangkan Constant Volume Depletion (CVD) dilakukan untuk meniru proses pengurasan gas di dalam reservoir.
2.6.1 Constant Composition E xpansion (CC E ) Constant Composition Expansion (CCE ) dikenal juga dengan flash liberation atau flash vaporization atau flash expansion atau pressure-volume relation. Pengujian ini dilakukan pada temperatur reservoir. Dalam pengujian ini, gas yang keluar dari larutan dalam minyak dibiarkan berada dalam kontak dengan minyak atau dengan kata lain tidak ada gas maupun minyak/kondensat yang dikeluarkan selama proses sehingga fluida tetap dalam keadaan setimbang dan komposisi tidak berubah selama pengujian berlangsung.
Prosedur pengujian Constant Composition Expansion (CCE ), seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.27 adalah sebagai berikut: 1. Liquid dimasukkan ke dalam PVT cell dan tekanan di dalam cell diatur sehingga sama atau lebih besar dari tekanan awal reservoir. 2. Tekanan diturunkan sehingga gas mengalami ekspansi. Volume total (V t) dan tekanan diukur setiap ekspansi dilakukan. 3. Bubble point dicatat saat gas mulai terlihat. 4. Tekanan kembali diturunkan, Vt dicatat. 5. Tekanan diturunkan secara bertahap seperti pada No. 4.
Gambar 2.27 Prosedur pengujian Constant Composition Expansion
II-40
Hasil pengujian biasanya dilaporkan dalam bentuk tabulasi antara tekanan, relative volume, dan Y Function. Secara rinci, relative volume dan Y Function dijabarkan sebagai berikut: Relative Volume, yaitu perbandingan (dalam barrel ) antara volume total pada tiap tekanan dengan volume total pada dew point .
(2.118)
Y Function, yaitu hubungan antara tekanan relatif dan volume relatif untuk satu harga temperatur reservoir.
− −
(2.119)
2.6.2 Constant Volume Depletion (CV D ) Constant Volume Depletion (CVD) atau differential liberation atau differential vaporization berbeda dengan Constant Composition Expansion (CCE ) karena gas yang keluar dari larutan kemudian dikeluarkan dari PVT cell sehingga tidak berada dalam kontak atau kesetimbangan dengan minyak atau kondensat. Dengan demikian, komposisi sistem berubah setiap perubahan tekanan. Percobaan ini dilakukan pada temperatur reservoir dengan sampel fluida dibawa pada kondisi dew point . Prosedur pengujian Constant Volume Depletion (CVD), seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.28 adalah sebagai berikut: 1. Liquid dimasukkan ke dalam PVT cell dan tekanan di dalam cell diatur pada dew point . 2. Tekanan diturunkan sampai tekanan tertentu sehingga gas mengalami ekspansi (terlepas dari minyak/kondensat) dan minyak/kondensat terproduksi. Tekanan pada tiap ekspansi diukur. 3. Sebagian gas dikeluarkan dengan cara pendesakan konstan sampai volume total fluida di dalam cell sama dengan volume saat dew point (V0). 4. Liquid yang keluar kemudian diukur volume dan specific gravity-nya, volume minyak/kondensat yang tertinggal di dalam cell juga diukur. 5. Tekanan diturunkan kembali seperti No. 2 sampai tekanan atmosfir, temperatur juga diturunkan hingga kondisi standar 60oF. 6. Liquid kembali dikeluarkan kemudian diukur volume dan specific gravity-nya.
Gambar 2.28 Prosedur pengujian Constant Volume Depletion
II-41
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). Dari data tersebut dapat dihitung solution GOR, relative oil volume, dan total relative volume, dan gas formation volume factor untuk tiap tekanan. Secara rinci, relative oil volume ( ROV ), solution GOR, dan total relative volume dijabarkan sebagai berikut: Solution GOR
(2.120)
Relative oil volume ( ROV )
,
(2.121)
Total relative volume
,
(2.122)
Gas formation volume factor
(2.123)
2.7 Analisis PVT Lab dan Diagram Fasa Contoh 1: Pengolahan Data ( PVT STUDY) Pilih kondisi separator dari Separator Test dengan menjumlahkan harga GOR dan pilih harga terkecil
Ambil BoSB dan R SSB dari Separator Test
Tentukan P b dari hasil Flash Liberation
Ambil BoDB, R sDB dan Bg dari Differential Liberation Hitung Bo, R s, Bt dan Co sesuai tekanan kondisinya
Pilih kondisi separator dari Separator Test dengan menjumlahkan harga GOR dan pilih harga terkecil
II-42
709 694
692
706
Kondisi Separator terpilih
Ambil yang terkecil
II-43
Ambil BoSB dan R SSB dari Separator Test
RsSB
BoSB
692
II-44
Tentukan P b dari hasil Flash Liberation
II-45
Ambil BoDB, R sDB dan Bg dari Differential Liberation
Rsb
Bob
BtD
Pb
II-46
Hitung Bo, R s, Bt dan Co sesuai tekanan kondisinya Contoh perhitungan diambil pada tekanan 3150 psia dan 2800 psia
Dari PVT sebelumnya kita dapatkan: BoSb = 1.403 resbbl/STB
R sSb = 692 SCF/STB BoDb = 1.489 resbbl/STB
R sDb = 794 SCF/STB
P b = 3512 psig
@ P = 3150 psig; Bg = 0.00555 cuft/SCF; R sD= 707 SCF/STB; @ P = 2800 psig; Bg = 0.00623 cuft/SCF; R sD= 629 SCF/STB;
BoD = 1.449 resbbl/STB BtD = 1.535 resbbl/STB BoD = 1.413 resbbl/STB BtD = 1.595 resbbl/STB
Misalnya P = 2800 psig, P < Pb maka :
II-47
Hitung Bo
Hitung R s
1.413 1.1.440389 1.331 692794629 1.1.440389 536.53 1.595 1.1.440389 1.502 1 707629 0.00623 1.4491.413 1.4113 31502800 5.615 707629 1.023 10− − Hitung Bt
Hitung Co
Contoh 2 : Pengolahan Data ( PVT STUDY) Preliminary Quality Checks Performed on Sample Received in Laboratory Separator Gas Sampling Conditions Laboratory Opening Conditions 0 psig F psig 0F Liquid Cylinder Number Recovered (cc)
A. 12487 A.4974*
299 299
64.4 64.4
300 120 300 120
0 0
II-48
Separator Liquid Sampling Conditions Laboratory Opening Conditions 0 psig F psig 0F Liquid Cylinder Number Recovered (cc)
3.0013* 3.0069
299 299
64.4 64.4
276 75 ** 75
450 500
Hydrocarbon Analysis of Separator Products And Calculate Well Stream Separator Liquid Component
Hydrogen Sulfide Carbon Dioxide Nitrogen Methane Ethane Propane Iso-Butane N-Butane Iso-Pentane N-Pentane Hexanes Heptanes Octanes Nonanes Decanes Undecanes plus Total
Separator Gas
% Mol
Mol %
0.00 4.58 0.17 5.83 0.86 1.75 1.09 1.52 1.21 0.88 2.79 17.00 20.85 13.75 9.76 17.96 100.00
0.00 22.50 6.59 67.15 1.87 1.11 0.27 0.26 0.09 0.05 0.05 0.04 0.02 0.00 0.00 0.00 100.00
Well Stream
GPM
Mol %
GPM
0.500 0.307 0.087 0.080 0.034 0.019 0.021 0.015 0.009 0.000 0.000 0.000 1.072
0.00 22.41 6.56 66.85 1.86 1.11 0.27 0.27 0.10 0.05 0.06 0.13 0.12 0.07 0.05 0.09 100.00
0.498 0.306 0.088 0.085 0.037 0.018 0.023 0.055 0.055 0.035 0.027 0.053 1.280
II-49
Pressure (Psig)
6000 5600 5300 5000 4600 4200 3800 3400 3000 2600 2300 2000 1900 1800 1746 1600 1500 1300 1100 947 771 634 539 468 413 376
Pressure-Volume Relations (at 119.5o F) Relative Liquid Deviation Factor Volume Volume, (Z) (A) Percent (B) 0.3435 0.3581 0.932 0.3704 0.912 0.3843 0.893 0.4062 0.868 0.4334 0.846 0.4682 0.828 0.5139 0.813 0.5754 0.804 0.6602 0.800 0.7466 0.801 0.8627 0.805 0.9107 0.808 0.9655 0.812 1.0000 0.816 1.1017 0.824 1.1837 0.831 1.3882 0.846 1.6713 0.863 1.9713 0.878 2.4666 0.898 3.0432 0.915 3.6137 0.927 4.1887 0.937 4.7666 0.945 5.2477 0.950 DEVIATION FACTOR Z OF RESERVOIR FLUID DURING PRESSURE VOLUME RELATION AT 199.5 0f
1.00
0.98
0.96
0.94
Z r o t c a F n o i t a i v e D
0.92
0.90
0.88
0.86
0.84
0.82
0.80
0.78 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Pressure, psig
II-50
Jawab: Pressure Volume Relations of Reservoir Fluid @ 208 o F Pressure Relative Volume Y Function (psig) (1) (2) 5000 0.9638 4500 0.9678 4000 0.9718 3500 0.9763 3000 0.9808 2500 0.9853 2000 0.9911 1700 0.9945 1500 0.9969 1300 0.9992 1235 1 1221 1.0045 2.5177 1201 1.0112 2.4971 1142 1.0327 2.4588 1043 1.0763 2.3791 900 1.1616 2.2635 840 1.2069 2.2172 750 1.296 2.1427 636 1.4488 2.0511 600 1.5109 2.022 502 1.73 1.9433 400 2.0819 1.8611 333 2.4355 1.8072 300 2.6686 1.7806 288 2.7666 1.7709 239 3.2674 1.7315 212 3.6393 1.7098 (1) Relative volume: V/Vsat is barrels at indicated pressure per barrel at saturation pressure. (2) Y function
P P V / V sat
P
abs
sat
1
Bubble Point Pressure (Pb) = 1235 psi
Data hasil Differential Test
Press.
Solution Gas/Oil
(psig)
Ratio (1) 342 262 187 128 0
1235 900 600 300 0
Differential Vaporization at 299 o F Relative Relative Oil Deviation Oil Total Density Factor Volume Volume (gm/cc) (Z) (2) (3) 1.2671 1.2371 1.208 1.1779 1.0745
1.2671 1.499 1.989 3.3646 -
0.7199 0.7259 0.732 0.7407 0.7689
0.8902 0.9209 0.956 0.9961
Gas Formation Volume Factor (4)
Incremental Gas Gravity
0.01838 0.02829 0.05737 -
0.8154 0.844 0.9193 1.6642
Gravity of residual oil is 39.6 oAPI @ 60 oF
II-51
@ P b = 1235 R sdb = 342 Bodb= 1.2671 Data hasil separator test Separator Pressure
Separator Temperature oF
(psi gauge)
Gas/Oil Ratio see footnote (1)
Gas/Oil Ratio see footnote (2)
Oil Density gm/cc
Stock Tank Gravity o API@60oF
Formation Volume Factor see footnote (3)
Separator Volume Factor see footnote (4)
Specific Gravity of Flash Gas
1.0338
0.7464
1.0198
1.1698
1.032
0.7551
1.0198
1.1917
1.0285
0.7976
150 to 0
100
219
226
100
68
69
100 to 0
100
231
238
100
47
48
50 to 0
100
266
274
100
30
31
42
1.2091
1.0198
1.1843
0
100
315
321
40.5
1.2319
1.0194
0.9848
42.1
42.3
1.2067
1.2039
Kondisi maksimum @ P= 100 psig ( Bo dan Rs paling kecil ) Rssb = 231 + 47 = 278 Bosb = 1.2039 Perhitungan Bo Karena P < Pb, Bo dihitung dengan menggunakan rumus:
× 1.2761× 1.2039 1.2039 rb/stb × 1.2671 × 039 286 scf/stb 278342342× 1.1.22671 × 1.2671× 1.2039 1.2039 rb/stb × 1.2671 1 − 0.01838 .−.0.003479 . − − Contoh perhitungan untuk P = 1235 psig →BoD = 1.2761
Perhitungan Rs Untuk P < Pb, Rs dihitung dengan menggunakan rumus:
Contoh perhitungan untuk P = 1235 psig →RsD = 342
Perhitungan Bt Untuk P < Pb, Bt dihitung dengan menggunakan rumus :
Contoh perhitungan untuk P = 1235 psig →BtD = 1.2671
Perhitungan Co Untuk P < Pb, Bt dihitung dengan menggunakan rumus:
Contoh perhitungan untuk P=900, Bg = 0.01838
II-52
Contoh 3: Identifikasi fluida reservoir
Lihat Gambar 2.14. Diagram fasa untuk reservoir black oil Tekanan kritis : 1068.9 psia
Temperatur kritis
: 451.4oF
Tekanan Cricondentherm
: 460.1 psia
Temperatur Cricondentherm
: 862.2 oF
Tekanan Cricondenbar
: 1511 psia
Temperatur Cricondenbar
: 280.6 oF
Untuk kondisi pada 200 psia dan 420 oF, Gambar 2.14 menunjukkan fasa ..... Untuk kondisi pada 1800 psia dan 200 oF, Gambar 2.14 menunjukkan fasa .....
Fasa Cair
Fasa Gas
Lihat Gambar 2.15. Diagram fasa untuk reservoir volatile oil Tekanan kritis : 2183.5 psia
Temperatur kritis
: 308.3 oF
Tekanan Cricondentherm
: 1159.6 psia
Temperatur Cricondentherm
: 369.5 oF
Tekanan Cricondenbar
Temperatur Cricondenbar
: 2507.9 psia : 204.1 oF
Untuk kondisi pada 1000 psia dan 250 oF, Gambar 2.15 menunjukkan fasa .....
II-53
Dua Fasa
Lihat Gambar 2.16. Diagram fasa untuk reservoir retrograde gas Tekanan kritis : 3117.7 psia
Temperatur kritis
: 84.6 oF
Tekanan Cricondentherm
: 1027.4 psia
Temperatur Cricondentherm
: 653 oF
Tekanan Cricondenbar
: 4682.6 psia
Temperatur Cricondenbar
: 314.2 oF
Untuk kondisi pada 4500 psia dan 300 oF, Gambar 2.16 menunjukkan fasa .....
Tepat di garis titik Embun, (Fasa Gas dan sedikit Fasa cair mulai muncul)
Contoh 4: Sebuah sumur selesai dibor (1967) memiliki: GOR i = 23000 SCF/STB o API = 54 oAPI liquid Setelah diproduksi (1972) sumur menghasilkan: Liquid = 30 STB/D Gas = 2000 MSCF/D
II-54
