PENGANTAR TRANSPORTASI MIGAS SIFAT FISIK FLUIDA RESERVOIR DOSEN PEMBIMBING: ADI NOVRIANSYAH, ST.MT
OLEH: (KELOMPOK 1) ANGGA NURVIA PUTRA
123210159
BURHANUDDIN RABANI
123210490
DEBBY REZKY ANANDA
123210491
FENNY GUSTANTI
123210409
TOETY MARLIATY
123210708
KELAS A JURUSAN PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS ISLAM RIAU PEKANBARU 2014
SIFAT FISIK FLUIDA R ESERVOIR
Fluida reservoir yang terdapat dalam pori-pori batuan reservoir pada tekanan dan temperatur tertentu, secara alamiah merupakan campuran yang sangat kompleks dalam susunan atau komposisi kimianya. Sifat-sifat dari fluida hidrokarbon, menentukan laju aliran minyak atau gas dari reservoir menuju dasar sumur, mengontrol gerakan fluida dalam reservoir dan lain-lain. Fluida reservoir minyak dapat berupa hidrokarbon dan air (air formasi). Hidrokarbon terbentuk di alam, dapat berupa gas, zat cair ataupun zat padat. Sedangkan air formasi merupakan air yang dijumpai bersama-sama dengan endapan minyak.
I. KOMPONEN HIDROKARBON
Komponen Hidrokarbon dapat terbentuk menjadi ikatan yang sangat rumit, dari Hidrokarbon ringan seperti gas sampai minyak berat. Bentuk dari senyawa hidrokarbon merupakan senyawa alamiah dimana dapat berupa gas, cair maupun padatan. Hidrokarbon adalah senyawa yang terdiri dari atom karbon dan hidrogen. Senyawa karbon dan hidrogen mempunyai banyak variasi yang terdiri dari hidrokarbon rantai terbuka, yang meliputi hidrokarbon jenuh dan tak jenuh serta hidrokarbon rantai tertutup (susunan cincin) meliputi hidrokarbon cylic alipahatic dan hidrokarbon aromatic. Keluarga hidrokarbon dikenal sebagai seri homolog, anggota dari seri homolog ini mempunyai struktur kimia dan sifat-sifat fisiknya dapat diketahui dari hubungan dengan anggota deret lain yang sifat fisiknya sudah diketahui. Sedangkan pembagian tingkat dari seri homolog tersebut didasarkan pada jumlah atom karbon pada struktur kimianya.
II. JENIS-JENIS FLUIDA RESERVOIR
Berdasarkan sifat fisiknya, hodrokarbon dapat diklasifikasikan ke beberap a jenis, yaitu: 1. 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. Diagram fasa dari black oil secara umum ditunjukkan pada Gambar dibawah. Garis pada lengkungan fasa mewakili volume cairan yang konstan, diukur sebagai persentase dari volume total. Garis-garis ini disebut iso-vol atau garis kualitas. Harap diperhatikan bahwa iso-vol memiliki jarak yang seragam pada lengkungan. Garis vertikal 1-2-3 menandakan penurunan tekanan pada temperatur konstan yang terjadi di reservoir selama produksi. Tekanan dan temperatur separator yang terletak di permukaan juga ditandai. Ketika tekanan reservoir berada pada garis 1-2, minyak dikatakan dalam keadaan tak jenuh (undersaturated) karena minyak dapat melarutkan banyak gas pada kondisi ini. Jika tekanan reservoir berada pada titik - 2, minyak berada pada titik gelembungnya
dan
dikatakan
dalam
keadaan
jenuh
(saturated).
Minyak mengandung sebanyak mungkin larutan gasyang dapat dikandungnya. Penurunan tekanan akan membebaskan sebagian gas terlarut untukmembentuk fasa gas bebas dalam reservoir. Saat tekanan reservoir menurun mengikuti garis 2-3, gas tambahan mengembang di dalam reservoir. Volume gas dalam persentase adalah seratus dikurangi persentase cairan. Sebenarnya minyak dalam
keadaan jenuh
di
sepanjang garis 2-3. Titik gelembung (titik - 2) merupakan kasus istimewa dari saturasi dimana muncul gelembung gas untuk pertama kali. Gas tambahan yang mengembang dari minyak bergerak dari reservoir ke permukaan. Hal ini menyebabkan penyusutan
pada minyak. Walaupun demikian, kondisi separator
yang berada pada lengkungan fasa menunjukkan bahwa jumlah cairan yang relatif cukup besar sampai di permukaan.
Gambar 23 – Diagram Fasa Black Oil.
2. Volatile Oil
Volatile oil mengandung relatif lebih sedikit molekul-molekul berat dan lebih banyak intermediates (yaitu etana sampai heksana) dibanding black oil. Diagram fasa dari volatile oil secara umum ditunjukkan pada Gambar dibawah. Rentang harga temperatur yang tercakup lebih kecil daripada black oil. Temperatur kritik- nya jauh lebih kecil daripada black oil, bahkan mendekati temperatur reservoir. Iso- vol-nya juga tidak seragam jaraknya, tetapi cenderung melengkung ke atas di depan garis titik gelembung. Garis vertikal menunjukkan jalur penurunan tekanan pada temperatur konstan selama produksi. Harap diperhatikan bahwa penurunan yang kecil pada tekanan di bawah titik gelembung, titik - 2, menyebabkan bebasnya sejumlah besar gas di reservoir.
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).
Gambar 24 – Diagram Fasa Volatile Oil.
3. 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 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 dibawah, awalnya retrograde gas merupakan fasa gas di reservoir, titik - 1. Bersamaan dengan menurunnya tekanan reservoir, retrograde gas memberikan titik embun, titik - 2. Dengan menurunnya tekanan, cairan mengembun
dari
gas
untuk
membentuk cairan bebas di reservoir. Cairan ini sebagian tidak mengalir dan tidak dapat diproduksi. Jalur
tekanan
reservoir
pada
diagram
fasa
menunjukkan bahwa
pada
beberapa tekanan yang rendah cairan mulai mengembun. Hal ini terjadi di laboratorium; walaupun demikian, ada kemungkinan hal ini tidak terjadi secara luas di reservoir karena selama produksi keseluruhan komposisi dari fluida reservoir berubah .
Gambar 25 – Diagram Fasa Retrograde Gas
4. Wet Gas
Seluruh diagram fasa dari suatu campuran hidrokarbon dengan molekul-molekul yang lebih kecil dan menonjol akan berada di bawah temperatur reservoir. Sebuah contoh dari diagram fasa wet gas diberikan pada Gambar dibawah. Wet gas terjadi semata-mata sebagai gas di dalam reservoir sepanjang penurunan tekanan reservoir. Jalur tekanan, garis 1-2, tidak masuk ke dalam lengkungan fasa. Maka dari itu, tidak ada cairan yang terbentuk di dalam reservoir. Walaupun demikian, kondisi separator berada pada lengkungan fasa, yang mengakibatkan sejumlah cairan terjadi 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.
Gambar 26 – Diagram Fasa Wet Gas. 5. Dry Gas
Dry gas terutama merupakan metana dengan sejumlah intermediates. Gambar dibawah menunjukkan bahwa campuran hidrokarbon semata-mata berupa gas di reservoir dan kondisi separator permukaan yang normal berada di luar lengkungan fasa. Maka dari itu, tidak terbentuk cairan di permukaan. Reservoir dry gas biasanya disebut reservoir gas.
Gambar 27 – Diagram Fasa Dry Gas.
Tabel 1 - Ringkasan Petunjuk Penentuan Jenis Fluida dari Data Lapangan
Tabel 2 - Hasil Yang Diinginkan Dari Analisa Laboratorium Terhadap Ke-5 Jenis Fluida
III.
PARAMETER-PARAMETER
FLUIDA RESERVOIR
Beberapa sifat fluida yang perlu diketahui dan yang akan dibahas disini meliputi : sifat fisik gas, sifat fisik minyak, dan sifat fisik air formasi. 1. Sifat Fisik Gas
Gas bumi merupakan campuran dari hidrokarbon golongan parafin terdiri dari C1 sampai C4 tiap molekulnya. Tetapi sering ditemukan gas bumi yang mengandung hidrokarbon dengan berat molekul lebih besar dari molekul C1 sampai C4. Disamping senyawa hidrokarbon, gas bumi juga mengandung CO2, N2, H 2S, He dan uap air. Pada umumnya prases terbesar pembentuk gas bumi adalaii komponen methana yang dapat mencapai 98%. Secara garis besar gas dapat digolongkan sebagai berikut:
- Sweet gas, gas bumi yang tidak mengandung H2S dalam jumlah yang cukup berarti.
- Sour gas, gas bumi yang mengandun g H2S dalam jumlah yang cukup beraili. - Dry gas, gas bumi yang tidak mengandung material-gasoline dalam jumlah yang berarti.
- Wet gas, gas bumi yang mengandung natural gasoline dalam jumlah berarti. Sifat fisik gas yang akan dibahas disini adalah densitas, viskositas, faktor volume formasi gas dan kompresibilitas gas. Sifat-sifat ini memberi peranan dalam perkiran-perkiraan reservoir. a. Densitas Gas (ρg)
Berat jenis atau densitas didefinisikan sebagai massa tiap
satuan volume.
Sedangkan specific gravity gas didefinisikan sebagai perbandingan antara rapatan massa gas dengan rapatan suatu gas standar, dimana biasanya yang digunakan standar adalah udara kering yang diukur dalam volume, tekanan dan temperatur sama. Dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : SG gas = dimana :
ρg
ρu
ρg
= rapatan gas
ρu
= rapatan adara
Sesuai dengan persamaan untuk gas ideal, maka rumus rapatan atau de nsitas gas ideal adalah : ρ =
m V
=
PM RT
dimana : m
= barat gas, lb
V
= volume gas, cuft
M
= barat molekul gas, lb/lb mole
P
= tekanan reservoir, psia
T
= temperatur, R
R
= konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole R
o
o
Rumus di atas hanya berlaku untuk gas berkomponen tunggal. Sedangkan untuk gas campuran digunakan rumus sebagai berikut : ρg
=
PM a zRT
dimana : z
= faktor kompresibilitas gas
Ma
= berat molekul tampak = Σyi Mi
Yi
= fraksi mol komponen ke I dalam suatu campuran gas
Mi
= BM komponen ke I dalam suatu campuran gas.
b. Viskositas Gas
Viskositas gas adalah ukuran tahanan fluida (gas) terhadap aliran yang mempunyai satuan centipoise atau gram/100/ detik/1 centimeter. Viskositas gas
akan naik dengan bertambahnya suhu, dalam hal ini kebiasaan gas akan berlainan dengan cairan, untuk gas campuran viskiositasnya tidak tergantung dari tekanan. Gas sempurna berubah menjadi gas tidak sempurna bila tekanan dinaikkan dan tabiatnya mendekati tabiat zat cair. Salah satu cara menentukan viskositas gas yaitu dengan korelasi grafis (Carr.et.al), dimana cara ini untuk menentukan viskositas gas campuran pada sembarang tekanan maupun suhu dengan memperhatikan adanya gas-gas ikutan, seperti H2S, CO2, dan N2. Adanya gas-gas non-hidrokarbon tersebut akan memperbesar viskositas gas campuran.
c. Faktor Volume Formasi Gas (Bg)
Jika faktor volumc formasi gas diidentifikasikan sebagai volume dalam barrel yang ditempati oleh satu standar cubic feet (SCF) pada temperatur 60°F pada tekanan dan temperatur reservoir. Faktor volume formasi bertambah dengan turunnya tekanan dan naiknya temperatur. Bg =
Vres Vsc
atau B g 0.00504
zT resbbl
P scf .
d. Kompresibilitas Gas (C g)
Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan volume gas yang disebabkan oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik dan tekanan udara kering, dinyatakan dengan persamaan : Cg
1 dV V dP
e. Faktor Deviasi Gas (Z faktor)
Faktor deviasi gas dapat didefinisikan sebagai perbandingan volume sebenarnya yang ditempati oleh gas pada suatu temperatur dan tekanan tertentu terhadap apa yang ditempati bila ideal. Z
Vs Vi
Untuk mengetahui harga Z diperlukan harga Ppc dan Tpc sehingga diperoleh harga Pr dan Tr. Dari harga yang diperoleh, harga Z (deviation faktor) dapat dilihat pada grafik korelasi Katz dan Standing.
2. Sifat Fisik Minyak
Sifat-sifat fisik minyak yang perlu diketahui adalah berat minyak, viskositas minyak,
kelarutan
gas
dalam
minyak
dan
faktor
volume
formasi
serta
kompressibilitas. a. Densitas Minyak (ρo)
Densitas adalah perbandingan berat massa suatu substansi dengan unit dari volume tersebut. Cara penentuan diantaranya dengan mencari hubungan antara densitas minyak dengan pengaruh GOR (dikembangkan oleh Katz). Dengan cara ini ketelitian berbeda 3 % dari hasil percobaan. Hubungan tersebut dapat dituliskan : γ sc (62.4) + ρo =
γ gd
(0.0764) R s 1
Bo
dimana : ρo
= densitas minyak, lbm/cuft 141.5
γsc
= 131.5 + API
o
γgd
= specific gravity gas yang terlarut dalam minyak.
Didalam dunia perminyakan, specific gravity minyak sering dinyatakan dalam o
o
satuan API. Hubungan API dapat dirumuskan : 141.5 o 131.5 API = SG
b. Viskositas Minyak
Viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir. Viskositas merupakan perbandingan shear stress dan shea r rate. Viskositas dinyatakan dengan persamaan : F μ
=
dv
A dy
dimana : µ
= viskositas , gr/(cm.sec)
F
= shear stress
A
= luas bidang paralel terhadap aliran, cm2
dv/dy
= gradient kecepatan, cm/(sec.cm).
Yang mempengaruhi viskositas ialah tekanan, suhu, dan kelarutan gas dalam minyak. Dengan menurunnya tekanan reservoir, maka viskositas minyak awalnya turun dengan adanya pengembangan minyak dan penurunan terus berlanjut sampai tercapainya tekanan kejenuhannya, maka viskositas cairan akan naik karena terjadinya pembebasan gas dari cairan. Naiknya viskositas ini karena keluarnya senyawa-senyawa komponen ringan yang mempunyai viskositas yang lebih rendah
dari
larutan.
Gambar 28 – Hubungan Viskositas dengan Tekanan.
c. Faktor Volume Formasi Minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak adalah perbandingan relatif antara volume minyak awal (reservoir) terhadap volume minyak akhir (tangki pengumpul), bila dibawa ke keadaaan standart. Standing melakukan perhitungan Bo secara empiris : 1.175
Bo = 0.972 + 0.000147 F F
= R s.
γg
+
+ 1.25T
γo
dimana : Rs
= kelarutan gas dalam minyak, scf/stb
γo
= specific gravity minyak, lb/cuft
γg
= specific gravity gas, lb/cuft
T
= temperatur, oF.
Harga Bo dipengaruhi oleh tekanan, dimana :
- Tekanan dibawah Pb (P
Gambar 29 – Konsep Liberasi Gas dari Minyak.
Gambar 30 – Hubungan Bo dengan Tekanan.
d. Kompressibilitas Minyak (Co)
Kompressibilitas minyak didefinisikan sebagai perubahan volume minyak akibat adanya perubahan tekanan, secara matematis dapat dituliskan sebagai berikut : 1 dV Co =
V dP
Kompressibilitas
minyak
dibagi
menjadi
dua
berdasarkan
kondisi
kejenuhannya, yaitu :
- Kompressibilitas minyak tak jenuh, dimana dipengaruhi oleh berat jenis, tekanan dan temperatur.
- Kompressibilitas minyak jenuh, yang biasanya lebih besar jika dibandingkan dengan kompressibilitas minyak tak jenuh. Persamaan dibawah dapat dinyatakan dalam bentuk yang lebih mudah dipahami, sesuai dengan aplikasi di lapangan, yaitu : Co =
B ob - Boi B oi ( Pi - P b )
dimana : Bob
= faktor volume formasi pada tekanan bubble point
Boi
= faktor volume formasi pada tekanan reservoir
Pi
= tekanan reservoir
Pb
= tekanan bubble point.
e. Kelarutan Gas dalam Minyak (R s)
Kelarutan gas (Rs) adalah banyaknya volume gas yang terbebebaskan (pada kondisi standard) dari suatu minyak mentah di dalam reservoir, yang di permukaan volumenya sebesar satu stock tank barrel. Faktor yang mempengaruhi kelarutan gas (Rs) adalah :
- tekanan, pada suhu tetap, kelarutan gas dalam sejumlah zat cair tertentu berbanding lurus dengan tekanan.
- komposisi minyak dalam gas, kelarutan gas dalam minyak semakin besar dengan menurunnya specific gravity minyak.
- Temperatur, Rs akan menurun dengan naiknya temperatur.
Gambar 31 – Hubungan Rs dengan Tekanan.
3. Sifat Fisik Air Formasi
Air formasi hampir selalu dijumpai bersama-sama dengan endapan m inyak. Sering dijumpai dalam produksi suatu sumur minyak justru jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi minyaknya. Seperti pada gas dan min yak, maka sifat-sifat fisik air formasi meliputi : berat jenis air, viskositas air, faktor volume formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam gas.
a. Densitas Air Fomasi (ρw)
Densitas air formasi adalah massa air murni pada suatu reservoir dinyatakan dengan massa per satuan volume, specific volume yang dinyatakan dalam per satuan massa dan specific gravity yaitu densitas air formasi pada suatu kondidi o
tertentu yaitu pada tekanan 14.7 psi dan temperatur 60 F. Berat jenis formasi (ρw) pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi ρw pada kondisi atandart dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu dapat dilakukan bila air formasi
jenuh
terhadap
gas
alam
pada
kondidi
reservoir.
b. Viskositas Air Formasi (µw)
Viskositas air formasi akan tergantung pada tekanan, temperatur dan tingkat ssalinitas yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air formasi (µ w) 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.
c. Faktor volume formasi air formasi (Bw)
Faktor volume formasi air formasi (Bw) 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.
d. Kompressibilitas Air Formasi (Cw)
Kompressibilitas formasi
yang
air formasi didefinisikan sebagai perubahan volume air disebabkan
oleh
adanya
perubahan
tekanan
yang
mempengaruhinya. Kompressibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air. Kompressibilitas air murni dainyatakan dalam persamaan berikut yaitu : 1 ΔV C wp = V ΔP dimana : -1
Cwp
= kompressibilitas air murni, psi
V
= volume air murni, bbl
ΔP
= perubahan volume air murni, bbl
ΔV
= perubahan tekanan, psi.
Selain itu kompressibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan : Cw = Cwp (1 + 0.0088 R sw) dimana : R sw
= kelarutan gas dalam air formasi
Cwp
= kompressibilitas air murni, psi
Cw
= kompressibilitas air formasi, psi
-1
-1
e. 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 te-kanan. 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.
IV. PENGAMBILAN CONTOH FLUIDA RESERVOIR
Untuk ketelitian perhitungan maka pengambilan contoh fluida reservoir harus selalu diperhatikan. Hasil analisa fluida reservoir ini digunakan dalam kegiatan-kegiatan berikut ini :
- Perhitungan cadangan minyak dan/atau gas, - Perkiraan potensi dan produksi sumur, - Perencanaan jenis dan ukuran fasilitas permukaan,
- Pemilihan metode pengangkatan buatan dan/atau EOR, dan - Simulasi reservoir. Syarat-syarat yang harus diperhatikan sebelum melakukan pengambilan fluida reservoir adalah sebagai berikut :
- Dilakukan se-awal mungkin sebelum tekanan reservoir kurang dari tekanan awalnya.
- Sumur harus dibersihkan (cleaned-up) sebelum pengambilan sampel. - Para teknisi harus memilih sumur yang produktivitasnya tinggi agar dapat mempertahankan tekanan setinggi mungkin pada formasi di sekeliling sumur tersebut.
- Sumur yang dipilih tidak boleh memproduksi air bebas, tetapi jika han ya tersedia sumur yang memproduksi air bebas, maka penempatan ruang sampel di das ar sumur harus dilakukan dengan sangat hati-hati.
- Sumur yang dipilih harus pernah diproduksi dengan rasio gas-min yak yang stabil. - Laju alir yang digunakan serendah mungkin untuk men ghindari tekanan di sekitar lubang bor di bawah tekanan jenuh.
- Perlu dilakukan pengambilan sampel pada beberapa kedalam an untuk reservoir yang tebal dan permeabilitas vertikalnya cukup besar, karena komposisinya yang berbeda sebagai akibat pengaruh gravitasi.
- Pengukuran temperatur pada saat pengambilan sampel dilakukan seteliti mungkin terutama untuk near-critical-fluids (volatile oil dan retrograde gas). Berdasarkan tempat diambilnya contoh fluida, terdapat dua jenis pengambilan fluida reservoir, yaitu: 1. Metode Pengambilan Langsung Di Bawah Permukaan (Direct Subsurface Sampling)
Suatu tabung khusus diturunkan dengan kabel ke dalam lubang sumur sampai kedalaman reservoir dan sampel diambil dari aliran dasar sumur pada tekanan dasar
sumur yang berlaku (Gambar 32). Alat ini dapat dipasang juga pada wireline atau pada DST string.
Gambar 32 - Pengambilan Sampel Fluida dengan Metode Subsur f ace.
Metode ini sangat efektif digunakan saat well testing atau uji produksi pada sumur eksplorasi dan kadang digunakan saat openhole logging. Beberapa pertimbangan menggunakan bottom-hole sampling adalah :
- Tekanan alir dasar sumur saat pengambilan contoh fluida lebih besar dari tekanan jenuh.
- Peralatan yang digunakan tidak memiliki kesulitan untuk menurunkan tabung sampel ke kedalaman yang diinginkan dan menariknya kembali ke permukaan. Pertimbangan ini perlu dikaji terutama untuk minyak yang memiliki API gravity < 10.
- Volume fluida yang diperlukan untuk analisa relatif kecil (beberapa liter). - Akan dilakukan kajian tentang asphaltene. Hal-hal yang perlu dilakukan untuk memastikan validitas dari contoh fluida adalah :
- Mengukur tekanan buka dari “tabung” sampel (sampler) pada temperatur ruang - Mengukur volume sampel pada temperatur ruang - Mengukur tekanan jenuh sampel pada temperatur ruang Saat
penentuan
tekanan
jenuh
(dilakukan
dengan
mengamati
perubahan
kompresibilitas fluida terhadap perubahan tekanan), sampel harus diaduk terlebih dulu karena tekanan jenuh sulit diidentifikasi dari pengukuran ini jika tidak dilakukan pengadukan. Untuk sampel retrograde gas, penentuan tekanan jenuh tidak dapat dilakukan dengan cara di atas tetapi dilakukan dengan tes PVT. Salah satu kekurangan terbesar dalam metode ini adalah hanya sedikit jumlah sampel dari fluida lubang sumur yang diperoleh (beberapa liter). Oleh karena itu, salah satu cara terbaik untuk memeriksa apakah rasio gas-minyak sudah benar adalah
dengan
mengambil
beberapa
sampel
di
bawah
permukaan
dan
membandingkan tekanan saturasinya pada temperatur batas di lokasi sumur. Hal ini dapat dilakukan menggunakan pompa injeksi merkuri dan pengukur tekanan yang akurat yang disambungkan pada sampel. Ruang tersebut umumnya mengandung fasa minyak dan gas bebas akibat pengurangan pada temperatur antara lubang sumur dan permukaan. Penginjeksian merkuri meningkatkan tekanan di dalam ruang sampel sampai pada suatu tekanan saturasi yang berhubungan dengan batas temperatur permukaan, seluruh gas akan terlarut. Tekanan saturasi ini dapat dideteksi dengan mudah karena adanya suatu perubahan yang mencolok pada kompresibilitas antara fluida 2 fasa dan 1 fasa. Jika hal tersebut ditentukan secara ekperimental di lokasi sumur, dimana sampel yang berturut-turut memiliki perbedaan tekanan saturasi yang nyata, menandakan alat telah rusak atau sumur tidak dikondisikan dengan baik. Sebagai tambahan, sangatlah perlu menentukan tekanan dan temperatur statik reservoir dengan uji sumur sebelum pengambilan sampel.
2. Metode Rekombinasi Permukaan (Surface Recombination Sampling)
Selama uji sumur (well testing) atau uji produksi (production testing) pada sumur eksplorasi sangat dimungkinkan untuk mengambil contoh fluida dari kepala sumur (wellhead), choke manifold atau tes separator tergantung dari sifat fluida dan kondisi alirannya. Pengambilan contoh fluida sebelum separator mensyaratkan tekanan di kepala sumur harus lebih tinggi dari tekanan jenuh jika menggunakan metode konvensional atau paling tidak seragam (homogeneous) jika menggunakan metode isokinetic sampling. Metode yang umum dilakukan adalah separator recombination sampling. Teknik ini dilakukan dengan mengambil contoh minyak dan gas dari separator. Selain sebagai backup dari metode downhole sampling, pengambilan contoh fluida di permukaan dilakukan jika :
- Volume fluida yang dibutuhkan besar (misalnya akan digunakan untuk keperluan kajian EOR),
- Tekanan alir dasar sumur kurang dari tekanan jenuh atau water-cut yang tinggi. Tantangan yang perlu diatasi pada metode ini adalah memastikan ketelitian pengukuran laju alir dan kondisi separator yang stabil sebelum dan sesudah sampling.
Gambar 33 - Pengambilan Sampel Minyak dan Gas di Permukaan.
Secara singkat pelaksanaan pengambilan contoh fluida dengan metode ini adalah seperti berikut ini. Sumur diproduksi pada laju yang stabil untuk suatu periode beberapa jam dan rasio gas-minyak diukur dalam scf dari gas separator per stock tank barrel minyak. Jika rasio ini stabil selama periode pengukuran, maka dapat dipastikan bahwa dengan merekombinasi minyak dan gas pada rasio yang sama akan menghasilkan suatu campuran sampel fluida reservoir yang representatif. Bahkan, hanya sedikit penyesuaian yang harus dibuat untuk menentukan rasio yang sebenarnya dimana sampel-sampel harus direkombinasi. Salah satu keistimewaan dari metode pengambilan sampel rekombinasi di permukaan adalah secara statistik metode ini memberikan harga yang dapat diandalkan dari rasio gas minyak yang diproduksi, yang diukur melalui suatu periode beberapa jam; lebih jauh lagi, metode ini memungkinkan pengambilan sampel fluida dalam jumlah besar. Tentu saja, seperti metode pengambilan sampel di bawah permukaan, metode pengambilan sampel di permukaan hanya akan menyediakan rasio gas-minyak yang benar bila tekanan di sekitar sumur adalah pada atau di atas tekanan gelembung. Jika tidak, rasio gas-minyak di permukaan akan menjadi lebih rendah atau lebih tinggi, tergantung pada apakah saturasi gas bebas di reservoir berada di bawah atau di atas saturasi kritik dimana gas akan mulai
mengalir.
Mengingat
hal
tersebut,
maka
harus
ditekankan
bahwa
pengambilan sampel PVT harus dilakukan secepat mungkin di awal masa produksi lapangan untuk memfasilitasi pengambilan sampel di mana minyak dan gas digabungkan pada rasio yang benar.
