sifat fisik fluida

BAB IV: SIFAT FISIK FLUIDA

(Versi 21 November 2004)

Pengetahuan tentang karakteristik fluida reservoir sangat penting untuk mendapatkan

informasi (setelah digabungkan dengan pengetahuan tentang karakteristik batuan reservoir)

mengenai karakterisasi dan deskripsi reservoir yang akurat. Baik sifat fisika maupun kimia

fluida reservoir sangat mempengaruhi karakteristik interaksi fluida dengan batuan dan oleh

karenannya mempengaruhi proses aliran fluida di dalam reservoir. Penggunaan utama sifat-

sifat atau karakteristik fluida tersebut diantaranya untuk:

menjelaskan dan memperkirakan proses aliran

menghubungkan volume fluida di dalam reservoir dengan fluida pada kondisi standar di

permukaan

menentukan keadaan fasa fluida di dalam reservoir (memperkirakan model reservoir)

mendapatkan deskripsi tentang fluida reservoir dengan menganalisis kandungan mineral

dalam air.

Sifat fisik fluida yang mendapat perhatian utama dalam pekerjaan-pekerjaan teknik reservoir

diantaranya adalah:

densitas

kompresibilitas

viskositas

faktor volume formasi

kelarutan gas dalam minyak

sifat termodinamika (misalnya tekanan gelembung, dew point pressure, equilibrium ratios).

Jika seseorang menyebut fluida reservoir, maka yang dimaksud bukanlah hanya minyak

dan/atau gas saja melainkan juga air. Sifat fisik air yang berada bersama-sama dengan

minyak dan/atau gas sangat penting peranannya. Hal ini mengingat air tersebut juga mengisi

rongga pori (sehingga mempengaruhi jumlah volume minyak), memberikan energi kepada

sistem reservoir, dan dapat terproduksi bersama-sama dengan minyak dan/atau gas sehingga

memerlukan penanganan tersendiri. Air di dalam reservoir juga dapat mengandung mineral

yang mencerminkan bukan hanya asal-muasal air tersebut tetapi juga menggambarkan

kandungan mineral yang ada dalam batuan. Oleh karenanya sifat fisik dan komposisi air

selalu dimasukkan dalam deskripsi reservoir.

Sifat Fisik Fluida, hal. 1

Mendapatkan informasi mengenai sifat fisik minyak dan/atau gas bumi beserta air yang

berada bersamanya tidaklah mudah. Kompleksitas keberadaan campuran minyak dan/atau gas

dengan air seringkali mengakibatkan kesulitan dalam memperkirakan karakteristik fluida

reservoir. Berikut akan dipaparkan mengenai metode pengukuran sifat fisik tersebut secara

ringkas, eksperimen laboratorium untuk mempelajari sifat fisik tersebut dengan meniru

kelakuan fluida di reservoir, dan pengolahan data sifat fisik tersebut sehingga dapat

digunakan dalam perhitungan teknik reservoir.

Pengukuran Sifat Fisik Fluida

Karakteristik fluida dapat diperoleh baik dengan cara pengukuran langsung, yang merupakan

cara yang sulit dan proses yang mahal, maupun dengan menggunakan korelasi dengan faktor-

faktor lainnya dimana faktor-faktor tersebut dapat diukur/diperoleh dengan cara yang lebih

mudah. Pengukuran langsung dapat dilakukan di lapangan secara langsung atau di

laboratorium dengan menggunakan sampel. Untuk itu, diperlukan sampel yang representatif.

Padahal mendapatkan sampel yang representatif juga tidak mudah. Di lain pihak, pengukuran

di laboratorium terhadap karakteristik fluida reservoir pada tekanan yang bervariasi akan

sangat bermanfaat dalam memperoleh deskripsi reservoir yang baik dan memungkinkan

untuk meningkatkan akurasi prediksi kinerja reservoir.

Informasi rinci tentang fluida reservoir yang diperlukan akan sangat tergantung pada harga-

harga tekanan dan temperatur yang berkaitan erat dengan tekanan dan temperatur kritik

campuran fluida. Tekanan dan temperatur kritik tersebut berkaitan erat dengan keberadaan

fisik fluida, apakah berupa gas atau cairan. Dalam hal ini, reservoir-reservoir yang

mempunyai tekanan yang dekat dengan kondisi kritik akan memerlukan informasi yang lebih

rinci tentang fluida yang dikandungnya sebagai dasar untuk pengambilan keputusan proses

operasi produksi yang terbaik. Sebaliknya bagi reservoir-reservoir yang berada di bawah

kondisi kritik maka tidak demikian halnya.

Secara umum, terdapat tiga pendekatan yang dilakukan untuk memperoleh data tentang fluida

reservoir, yaitu:

(1) Analisis Komposisi berupa sifat-sifat campuran (misalnya kondisi kritis dan

kesetimbangan) dan data komponen individual (yang akan digunakan dalam EOS)

(2) Analisis karakteristik fluida terhadap perubahan tekanan dan temperatur berupa volume

relatif dan karakteristik lainnya (misalnya densitas, viskositas)


(3) Korelasi dengan kuantitas yang telah ditentukan sebelumnya (pendekatan statistik) yang

akan digunakan jika hasil pengukuran di laboratorium meragukan atau jika tidak ada

sampel

Ketidakpastian Data Fluida

Ketidakpastian di dalam deskripsi komposisi fluida reservoir mempunyai kontribusi yang

besar terhadap ketidakpastian secara total deskripsi reservoir. Ketidakpastian ini juga

berpengaruh pada optimisasi kapasitas pemrosesan minyak dan gas disamping juga

berpengaruh pada perencanaan transportasi dan pemasaran minyak dan/atau gas dari reservoir

yang bersangkutan. Oleh karenanya, kebiasaan (rule of thumb) dalam memperkirakan

ketidakpastian dalam deskripsi fluida reservoir tersebut, berdasarkan pengalaman di

lapangan, sangat penting dan mempunyai pengaruh yang besar.

Untuk mendeskripsikan fluida reservoir, model reservoir black oil biasanya menggunakan

densitas, viskositas, factor volume formasi (FVF), gas-oil ratio (GOR), kompresibilitas, dan

tekanan saturasi (tekanan gelembung). Parameter-parameter ini pada kenyataannya sangat

kompleks karena beberapa hal diantaranya tekanan gelembung yang merupakan fungsi dari

kedalaman, GOR yang merupakan fungsi dari tekanan gelembung, viskositas dan FVF yang

merupakan fungsi dari tekanan. Ketidakpastian mengenai viskositas, FVF, kompresibilitas air

dianggap tidak begitu besar.

Setelah suatu reservoir minyak ditemukan, deskripsi fluida didasarkan pada hasil analisis

laboratorium terhadap sampel data hubungan pressure-volume-temperatur (PVT) dari drill

stem test (DST) atau uji produksi/uji kandung lapisan (UKL), dan pengambilan sampel

melalui wireline dari sumur. Gradien tekanan di dalam reservoir dari pengukuran selama

DST, analisis sisa minyak dari contoh batuan (core), pengukuran GOR selama DST dan uji

produksi, dan pengukuran terhadap sampel minyak di lapangan akan memberikan informasi

yang sangat berharga untuk deskripsi selanjutnya.

Ketidakpastian mengenai paramater fluida reservoir dapat dikategorikan menjadi empat

kelompok, yaitu:

1) Ketidakpastian yang berkaitan dengan variasi sifat fluida di lapangan

2) Ketidakpastian yang berkaitan dengan cara pengambilan sampel (representative atau

tidak)


3) Ketidakpastian yang berkaitan dengan dengan cara analisis di laboratorium

4) Ketidakpastian yang berkaitan dengan deskripsi proses di permukaan.

Tingkat ketidakpastian yang dapat diterima tidak sama dari satu lapangan ke lapangan

lainnya tergantung pada keperluan dan biaya yang harus dikeluarkan untuk mengurangi

ketidakpastian tersebut. Di samping itu, pengembangan suatu lapangan tertentu dapat

menuntut deskripsi fluida yang lebih akurat dibandingkan dengan lapangan lainnya. Hasil-

hasil dari analisis ketidakpastian harus menjadi dasar bagi cara dan analisis pengumpulan

data selanjutnya.

Pengambilan Sampel

Hasil yang diperoleh dari analisis laboratorium untuk memperoleh data mengenai sifat fisik

fluida tidak akan ada artinya jika sampel yang diperoleh tidak baik. Pengukuran laboratorium

harus dilakukan terhadap sampel yang dapat mewakili seluruh fluida reservoir. Namun

demikian, sampel yang akan dianalisis mempunyai beberapa kelemahan sehubungan dengan

representatif-tidaknya sampel tersebut, diantaranya:

Tidak pernah ada sampel yang representatif bagi suatu reservoir (ada efek geologi pada

komposisi)

Sampel yang diambil biasanya dari sumur (ada perubahan komposisi akibat jumlah fasa dan

laju alir)

Jenis komplesi sumur yang memberikan efek pengadukan/pengocokan.

Untuk menjaga representasi sampel diperlukan strategi pengambilan sampel, diantaranya

pengambilan sampel harus:

(1) Memenuhi cakupan area tertentu

(2) Diambil sedini mungkin (pada tiap tekanan tertentu)

(3) Diambil kembali jika tekanan reservoir berubah

(4) Diambil kembali atau dianalisis kembali jika kinerja reservoir tidak sesuai dengan yang

telah diprediksikan.

Saat ini dikenal 3 (tiga) metode untuk memperoleh sampel fluida reservoir yaitu bottomhole,

recombination, dan split stream. Secara ringkas, ketiga metode tersebut dapat dijelaskan

sebagai berikut:


(1) Bottomhole di dalam sumur dekat interval produksi sementara sumur mengalir pada

laju alir yang rendah atau ditutup sama sekali. Metode ini hanya cocok untuk sistem

dissolved gas

(2) Recombination diambil di permukaan (separator) sementara sumur sedang mengalir;

banyak dilakukan, mudah, dan murah. Metode ini cocok untuk sistem minyak, gas, dan

kondensat

(3) Flowline/well stream akurasi paling rendah, sampel cairan dan gas terpisah (seperti

recombination), tanpa pemisahan (seperti bottomhole). Metode ini banyak digunakan

untuk sistem gas condensate

Sampel dari Bottomhole. Untuk reservoir minyak, sampel bottomhole dianggap cara yang

paling representatif, jika hal-hal berikut ini terpenuhi.

Tekanan reservoir pada saat pengambilan sampel dari bottomhole tersebut lebih tinggi dari

tekanan gelembung,

Sumur telah dipersiapkan sedemikian rupa sehingga laju produksinya cukup rendah dengan

tekanan drawdown yang rendah pula,

Tekanan pada kedalaman dimana sampel diambil lebih tinggi dari tekanan gelembung, dan

Hasil laboratorium menunjukkan bahwa sedikitnya ada dua sampel yang diambil dari

kedalaman yang sama menghasilkan hasil analisis yang sama.

Sampel dari Separator. Sampel yang diambil dari separator dianggap dapat diterima jika hal-

hal berikut ini terpenuhi:

Tekanan reservoir pada saat pengambilan sampel dari separator tersebut lebih tinggi dari

tekanan gelembung,

Pengukuran pada separator menunjukkan GOR yang konstan dan kondisi separator untuk 4-

6 jam sebelum dilakukan pengambilan sampel.

DST biasanya dapat memberikan sampel yang lebih representatif dibandingkan dengan

sampel yang diperoleh dengan cara wireline. Namun, sampel yang diperoleh dengan cara

wireline masih dapat digunakan terutama pada tahap eksplorasi. Juga, sampel ini sangat

informatif jika digabungkan dengan data hasil DST. Disamping itu, cara wireline jauh lebih

murah. Oleh karena alasan di atas dan karena ketidakakuratannya maka cara ini sebaiknya

tidak digunakan sebagai satu-satunya dasar penentuan sifat fisik fluida.


Analisis Laboratorium

Setelah sampel fluida diperoleh, sampel tersebut dianalisis di laboratorium untuk menentukan

sifat-sifat fisik yang diinginkan. Tergantung kepada jenis reservoir dan keperluannya,

berbagai data PVT dapat diperoleh. Beberapa sifat fisik yang penting diantaranya adalah:

densitas

viskositas

kompresibilitas

faktor volume formasi

kelarutan gas dalam minyak

data lain tergantung jenis reservoir

Selanjutnya ditentukan variasi sifat-sifat fisik tersebut terhadap tekanan. Data ini digunakan,

misalnya, sebagai data masukan (input) terhadap simulator untuk memperkirakan kinerja

reservoir di masa yang akan datang. Metode analisis laboratorium yang biasanya dilakukan

adalah flash vaporization, differential vaporization, dan separator flash tests.

(1) Flash vaporization

menentukan bagaimana sistem fluida berperilaku baik di reservoir maupun di

permukaan

merupakan uji komposisi konstan

menghasilkan Pb, kompresibilitas, FVF, GOR, titik embun, dan komposisi

diperlukan untuk reservoir condensate dan volatile

(2) Differential vaporization

mencerminkan sifat fluida reservoir yang tidak diproduksikan

komposisi dapat diubah pada tiap kenaikan tekanan pada saat gas dilepaskan

menghasilkan FVF, GOR, sifat fisik gas yang dilepaskan

(3) Separator flash

menghasilkan informasi mengenai sifat fluida pada berbagai kondisi separator

menghasilkan FVF, gravity, dan GOR

(4) Penentuan rasio kesetimbangan, yang disebut K-values

digunakan untuk menjelaskan perilaku fluida jika fluida tersebut berada dalam dua fasa

di dalam reservoir

menghasilkan Pb, titik embun, dan kesetimbangan uap-cairan

(5) Analisis air


menghasilkan sifat kimia seperti tingkat kelarutan padatan, pH, ppm komponen

menghasilkan sifat fisik seperti kompresibilitas, viskositas, kelarutan gas, salinitas,

densitas, dan FVF.

Sifat Fisik Fluida Yang Penting

Kelakuan sifat-sifat fisik fluida reservoir diperlukan untuk perhitungan teknik reservoir dalam

rangka deskripsi dan evaluasi kinerja reservoir. Sifat fisik fluida reservoir minyak dapat

diperoleh dari pengolahan data hasil percobaan di laboratorium, atau apabila data tersebut

tidak tersedia, dapat dilakukan penentuan dengan metode korelasi. Sifat-sifat fisik fluida

reservoir tersebut yang penting diantaranya adalah:

1. Tekanan gelembung/tekanan saturasi (pb)

Tekanan gelembung didefinisikan sebagai tekanan dimana saat pertama kali gelembung

gas keluar dari fasa minyak.

2. Kelarutan gas dalam minyak (Rso)

Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai jumlah gas yang terlarut (SCF) di

dalam minyak (STB) pada kondisi dan tekanan temperatur tertentu. Ciri utama kelakuan

Rso terhadap tekanan pada saat tekanan gelembung adalah bahwa harga Rso mencapai

maksimum karena jumlah gas yang terlarut pada saat tersebut belum ada gas yang keluar

dari minyak atau pada saat jumlah gas terbanyak berada dalam minyak. Secara matematis

Rso dapat dituliskan sebagai berikut:

STB standar, kondisi @ imasuk tank yang V

SCF standar, kondisi @kan diproduksi yang VR

o

gso =

3. Faktor volume formasi minyak (Bo)

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak pada kondisi

reservoir (reservoir barrel) dibagi dengan volumenya pada kondisi standar (STB).

Pada saat tekanan lebih besar daripada pb, penurunan tekanan dari tekanan awal

menyebabkan berkembangnya volume minyak di reservoir sehingga harga Bo membesar.

Setelah melewati harga pb, penurunan tekanan lebih lanjut menyebabkan gas keluar dari

minyak yang secara kuantitatif lebih besar dari pengembangan minyak akibat penurunan

tekanan tersebut sehingga didapatkan volume minyak di reservoir mengecil dan harga Bo

mengecil. Secara matematis Bo dpat dituliskan sebagai berikut:

STB standar, kondisi @ k tanki yang masuVbbl reservoir, kondisi @ terlarut gasV

Bo

oo

+=


4. Faktor volume formasi gas (Bg)

Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagai volume gas pada kondisi reservoir

(reservoir barrel) dibagi dengan pada kondisi standar (SCF).

5. Faktor volume formasi total (BBt)

Faktor volume formasi total adalah sifat turunan dari sifat-sifat yang telah dibahas di

depan. Faktor volume formasi total didefinisikan sebagai Bt = Bo + Bg (Rsob Rso), dimana

Rsob adalah Rs pada pb.

6. Kompressibilitas

Kompressibilitas dalam hubungannya dengan sifat fisik lain adalah sebagai berikut:

- Kompresibilitas minyak:

dpBd

B1

c oo

o = ; pp b>

dpRd

BdpBd

B1

c sogo

oo += ; pp b<

- Kompresibilitas gas:

dpBd

B1

cg

gg = , atau

dp

)B/1(dBc

ggg =

7. Densitas dan spesific gravity

Densitas untuk minyak yang dapat diwakili oleh API dirumuskan sebagai berikut:

API5.1315.141

SG oooilw

o

+===

Terlihat jelas, makin tinggi API akan makin rendah Po.

Untuk gas specific gravity dirumuskan sebagai berikut:

==

ggasudara

gSG

8. Viskositas

Diatas pb, viskositas minyak menurun terhadap turunnya tekanan secara hampir linier dan

tidak tajam. Sedangkan di bawah pb, harga viskositas bertambah secara eksponensial.

Fenomena ini dapat dijelaskan sebagai berikut:

Pada saat tekanan lebih besar dari pb, penurunan tekanan menyebabkan pengembangan

minyak lebih mudah sehingga viskositas turun. Sedangkan setelah melewati pb, jumlah gas


yang berada dalam minyak berkurang terus dengan turunnya tekanan sehingga minmyak

makin mengental atau makin sulit mengalir.

Viskositas gas berkurang dengan turunnya tekanan, karena molekul-molekulnya makin

berjauhan dan bergerak lebih bebas. Pengaruh temperatur berlawanan antara kondisi

tekanan tinggi dan tekanan rendah. Pada tekanan tinggi, viskositas gas turun dengan

naikknya temperatur.

9. Faktor deviasi gas (Z)

Faktor deviasi gas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume gas pada tekanan

tertentu dengan volumegas tersebut apabila berperilaku seperti gas ideal pada kondisi yang

sama, atau dapat dituliskan sebagai berikut:

Z = volume nyata / volume ideal

10. Tegangan permukaan

Definisi umum tegangan permukaan langsung diterapkan di industri perminyakan

misalnya untuk mengjitung tekanan kapiler.

11. Sifat-sifat fisik air

Sifat fisik air formasi yang dibahas disini adalah faktor volume formasi (Bw), densitas

(pw), kompresibilitas (cw) dan viskositas (w). Konsep sifat-sifat fisik tersebut pada dasarnya adalah sama dengan konsep sifat-sifat fisik minyak.

Contoh berikut menunjukkan peran data fluida dalam menentukan karakteristik dan deskripsi reservoir: Contoh 1: Penggunaan Data dan Informasi PVT Untuk Deskripsi Reservoir 1

Contoh ini diambil dari Problem 1.18 Craft dan Hawkins hal. 51. Eksperimen telah dilakukan

terhadap cairan yang diperoleh dengan cara bottomhole sampling dari reservoir di Lapangan

LaSalle untuk menentukan solution gas dan factor volume formasi sebagai fungsi dari

tekanan. Tekanan awal reservoir adalah 3600 psia, temperature 160oF (sehingga eksperimen

di laboratorium dilakukan pada temperature 160oF). Dari eksperimen tersebut diperoleh data

seperti diitunjukkan oleh table berikut.

(a) Faktor-faktor apa saja yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak?

(b) Plot gas terlarut terhadap tekanan.

(c) Apakah reservoir pada mulanya saturated atau undersaturated?

(d) Apakah reservoir mempunyai initial gas cap?


(e) Pada interval tekanan 200 2500 psia, tentukan kelarutan gas dari plot (b) dalam

SCF/STB/psi.

(f) Jika 1000 SCF gas terakumulasi dalam tiap STB minyak, dan bukan 567 SCF, berapakah

jumlah gas yang terlarut pada tekanan sebesar 3600 psia. Apakah reservoir tersebut

saturated atau undersaturated?

Tabel hasil pengukuran di laboratorium

Lapangan LaSalle

Tekanan (psia)

Solution gas pada 14.7 psia dan

60oF (SCF/STB)

Faktor volume formasi

(bbl/STB) 3600 567 1.310 3200 567 1.317 2800 567 1.325 2500 567 1.333 2400 554 1.310 1800 436 1.263 1200 337 1.210 600 223 1.140 200 143 1.070

Penyelesaian:

(a) Faktor-faktor yang mempengaruhi kelarutan gas dalam minyak diantaranya adalah

komposisi minyak dan gas, tekanan, dan temperatur.

(b) Lihat kurva berikut.

Rs vs. p untuk Contoh 1

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000Tekanan, psia

Rs, S

CF/S

TB

Bo vs. p untuk Contoh 1

1

1.1

1.2

1.3

1.4

0 1000 2000 3000 4000Tekanan, psia

Bo, b

bl/S

TB


(c) Pada mulanya minyak bersifat undersaturated. Bagian horizontal pada kurva

menunjukkan bahwa tidak ada lagi free gas (di atas 2500 psia) yang dapat terlarut dalam

minyak. Oleh karena itu, di atas 2500 psia, minyak bersifat undersaturated.

(d) Reservoir tidak mempunyai original gas cap (karena minyak bersifat undersaturated).

(e) Solubility = 184.02002500

143567 = SCF/STB/psi.

(f) Tarik garis kurva Rso dari 2500 psia ke 3600 psia dengan cara memperpanjang kurva,

maka Rso = 769 SCF/STB. Karena ada 1000 SCF gas untuk setiap STB minyak dan

hanya 769 SCF yang diperlukan untuk kondisi saturasi, maka reservoir bersifat saturated.

Jadi, ada gas cap.

Contoh 2: Penggunaan Data dan Informasi PVT Untuk Deskripsi Reservoir 2

Contoh ini diambil dari Problem 1.19 Craft dan Hawkins hal. 51. Dari data pada Contoh di

atas:

(a) Plot formation volume factor terhadap tekanan.

(b) Jelaskan bentuk patah dari kurva yang diperoleh.

(c) Mengapa kemiringan kurva di atas tekanan gelembung negatif dan lebih kecil dari

kemiringan kurva positif di bawah tekanan gelembung?

(d) Jika pada awalnya reservoir mengandung 250 MMbbls minyak, hitung jumlah minyak

tersebut dalam STB?

(e) Hitung volume awal gas yang terlarut dalam reservoir?

(f) Hitung faktor volume formasi minyak pada tekanan 1 atm jika koefisien ekspansi minyak

di tanki 0.0006 per oF?

Penyelesaian:

(a) Lihat kurva di atas.

(b) Tidak ada lagi gas yang dapat terlarut untuk meningkatkan volume pada waktu tekanan

ditingkatkan. Oleh karena itu, volume berkurang dengan dinaikkannya tekanan. Bentuk

kurva patah juga terjadi pada saat gas terakhir yang menjadi terlarut.

(c) Karena tidak ada gas tambahan yang dapat terlarut untuk meningkatkan volume pada

waktu tekanan dinaikkan, peningkatan tekanan menyebabkan penurunan volume dan

bukan peningkatan volume seperti halnya yang terjadi di bawah tekanan saturasi.


Kemiringan negatif (di atas tekanan saturasi) lebih kecil dibandingkan kemiringan positif

(di bawah tekanan saturasi) karena liquid hanya bersifat slightly compressible.

(d) Initial STB in place = N = )10(8.190310.1)10(250

Bplacein bblreservoir 66

oi== STB

(e) Initial volume of dissolved gas = N Rsoi = 190.8(106) x 567 = 108.2(109) SCF

(f) 06.1)60160(0006.01)60T(1VV

Bo

to =+=+== bbl/STB

Penentuan Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoir Dari Data Laboratorium

Penentuan sifat-sifat fisik fluida reservoir minyak dengan mengolah data yang diperoleh dari

laboratorium disebut dengan istilah reservoir fluid study. Sifat-sifat fisik yang dihasilkan

adalah:

1. Untuk minyak: pb, Bo, Rso, Bt, co, dan o terhadap tekanan. 2. Untuk gas: Z, Bg, dan g. 3. Jumlah dan sifat gas di separator.

4. Jumlah dan sifat gas di tanki.

5. Jumlah dan sifat gas di tanki untuk berbagai tekanan di separator.

Memodelkan atau membuat simulasi proses yang terjadi pada fluida reservoir selama

mengalami penurunan tekanan tidak dapat dilakukan secara persis melalui suatu proses

tunggal. Dalam hal ini, diperlukan gabungan beberapa metode untuk mendekati proses yang

terjadi tersebut. Berikut ini diulas prosedur yang ditempuh masing-masing percobaan di

laboratorium beserta pengolahan data dan analisis perhitungannya. Prosedur standar untuk

reservoir fluid study atau dikenal juga dengan PVT study merupakan pelaksanaan prosedur-

prosedur untuk jenis-jenis pengujian berikut:

1. pengukuran komposisi

2. flash liberation

3. differential leberation

4. separator test

5. pengukuran viskositas

Hasil dari PVT study ini dilaporkan dalam format standar. Hal pertama berisi tentang

karakteristik fluida formasi dan kondisi sampel. Pengambilan sampel fluida untuk studi di


atas dapat dilaksanakan dengan beberapa teknik, antara lain bottom hole sampling dan

recombined sampling.

Percobaan di Laboratorium

Pengukuran komposisi

Komposisi kimia minyak bumi adalah sangat kompleks. Pengukuran komposisi biasanya

dilakukan sampai C6 dan selanjutnya komponen yang lain digabung dalam C7+ (C7 dan

selebihnya) dengan alat gas chromatography.

Flash liberation

Flash liberation terkenal juga dengan flash vaporization atau flash expansion atau pressure

volume relation. Dalam pengujian ini gas yang keluar dari larutan dalam minyak dibiarkan

berada dalam kontak dengan minyak sehingga komposisi tidak berubah selama test

berlangsung. Prosedur yang ditempuh adalah sebagai berikut:

1. Tempatkan sampel dalam tabung percobaan pada p di atas tekanan awal reservoir dan T

reservoir.

2. Sambil menjaga T konstan, turunkan tekanan sampai tekanan tertentu kemudian catat

volume totalnya.

3. Ulangi Langkah 2 sampai gas keluar dari larutan.

4. Kocok cell untuk menyetimbangkan sistem.

5. Ulangi Langkah 2.

Liquid

Hg

Liquid

Hg

Liquid

Hg

Gas

Hg

Gas

Hg

pb

Vt VtVt

VtVtLiquid

Liquid

Langkah Pertama

Langkah Kedua

Langkah Ketiga

Langkah Keempat


Hasil pengujian flash liberation biasanya dilaporkan dalam bentuk tabulasi sebagai berikut

untuk satu harga temperature reservoir:

Tekanan (psig)

Relative volume

(1)

Y Function

(2) - - -

P = pb 1.0000 -

- - -

- - -

dimana:

(1) Relative volume =

VV

b

t

F, yaitu barrels volume total pada tiap tekanan dibagi dengan

barrels volume total pada tekanan gelembung pb.

(2) Y Function =

1VVp

pp

b

tabs

b

Differential liberation

Differential liberation atau differential vaporization berbeda dari flash liberation karena gas

yang keluar dari larutan kemudian dikeluarkan dari tabung sehingga tidak berada dalam

kontak dengan liquid. Dengan demikian komposisi system berubah setiap perubahan tekanan.

Prosedur yang ditempuh adalah sebagai berikut:

1. Tempatkan fluida dalam tabung pada tekanan = pb dan temperatur sama dengan

temperatur reservoir.

2. Turunkan tekanan sampai tekanan tertentu, maka sejumlah gas akan terlepas dari minyak.

3. Kocok cell supaya terjadi kesetimbangan, dan diamkan beberapa saat sampai gas terpisah

dari liquid.

4. Gas dikeluarkan dari cell dengan cara pendesakan pada tekanan konstan.

5. Ukur jumlah gas yang dikeluarkan dan specifik gravity-nya.

6. Ukur volume minyak yang tertinggal di dalam tabung.

7. Ulangi Langkah 2-6 sampai tekanan atmosfir.

8. Turunkan temperatur sampai kondisi standar 60oF dan ukur volumenya.


Liquid

Hg

Liquid

Hg

Gas

Hg

Hg

pb

Vo Vo

Liquid

Liquid

Langkah Pertama

Langkah Kedua

Gas

Hg

Liquid

Gas Gas

Vo

Data yang dihasilkan adalah volume minyak, Vo, pada waktu awal dan tiap tekanan

berikutnya, volume gas yang keluar dari larutan dan dikeluarkan dari tabung, volume residual

minyak yang tersisa pada akhir pengujian (p = 1 atm, T = 60oF), Vo,res. Dari data tersebut

dapat dihitung untuk tiap tekanan:

Relative oil volume = V

VB

res,o

ooD =

Solution GOR = V

VR

res,o

gsD =

Total relative volume = BtD = BoD + (RsDb RsD) Bg

Oleh karenanya, hasil pengujian differential vaporization dilaporkan dalam bentuk tabulasi

sebagai berikut:

Tekanan (psig)

Solution GOR (RsD)

Relative Oil

Volume (BoD)

Relative total

volume (BtD)

Oil Density (gm/cc)

Gas Deviation

Factor

Gas Formation Volume Factor

Gas gravity

(1) (2) (3) (4) p = pb - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


dimana

(1) Solution GOR = cuft gas pada p = 14.65 psia 60oF dibagi dengan barrel minyak sisa pada

akhir test (p = 14.65 psia 60oF).

(2) Relative oil volume = barrel minyak pada tiap tekanan dibagi dengan barrel minyak sisa

pada akhir test (p = 14.65 psia 60oF)

(3) Relative total volume = barrel minyak ditambah dengan gas yang keluar pada tiap tekanan

dibagi dengan barrel minyak sisa pada akhir test (p = 14.65 psia 60oF).

(4) Faktor volume formasi gas = cuft gas pada tiap tekanan dibagi dengan cuft pada p = 14.65

psia 60oF.

Separator test

Prosedur percobaan separator test di laboratorium yang ditempuh adalah sebagai berikut:

1. Temperatur fluida reservoir dalam tabung pada tekanan = pb dan temperatur reservoir.

Tekanan di separator dijaga konstan dan tekanan di tanki selalu pada tekanan atmosfir.

Biasanya tekanan di separator dipilih oleh operator di lapangan. Temperatur di separator

dan tanki dijaga pada harga rata-rata lapangan.

2. Turunkan volume sehingga sejumlah minyak akan keluar dan masuk ke separator yang

selanjutnya terpisahkan menjadi gas dan minyak. Minyak dari separator ini mengalir ke

tanki, untuk kemudian gas akan terpisahkan lagi dari minyak.

3. Ukur volume gas di separator dan tanki, volume minyak yang keluar dari tabung, volume

minyak di tanki, dan specifik gravity gas di separator dan tanki.

4. Ulangi Langkah 2 untuk tekanan separator yang berbeda.

Liquid

Hg

Stock tank

pb

Liquid

Gas

Liquid

Gas


Data yang dihasilkan berupa gas-oil ratio (GOR) pada tiap tingkat tekanan separator yang

berbeda, oil dan gas gravity, faktor volume formasi pada tekanan gelembung. Data tersebut

biasanya dilaporkan dalam bentuk tabel sebagai berikut:

Tekanan separator

(psig)

Temp. separator

(oF)

Gas-oil ratio

Gas-oil ratio

Stock tank

gravity (oAPI)

Formation Volume Factor

Separator Volume Factor

SG Gas flashed

(1) (2) (3) (4) 50

sampai 0

- -

- -

- -

-

-

- -

- -

100 sampai

0

- -

- -

- -

-

-

- -

- -

200 sampai

0

- -

- -

- -

-

-

- -

- -

300 sampai

0

- -

- -

- -

-

-

- -

- -

(1) GOR = cuft gas pada 14.65 psia 60oF dibagi dengan barrel minyak pada p dan T.

(2) GOR =cuft gas pada 14.65 psia 60oF dibagi dengan barrel stock tank minyak pada 1 atm

dan 60oF.

(3) FVF = barrel saturated oil pada p = pb psig dan T dibagi barrel stock tank minyak pada 1

atm dan 60oF.

(4) Separator volume factor = barrel minyak pada p dan T dibagi barrel stock tank minyak

pada 1 atm dan 60oF.

Pengolahan data

Setelah data diperoleh, maka kemudian dilakukan analisis dan perhitungan untuk

mendapatkan data sifat fluida bersangkutan. Bagian ini menerangkan dengan singkat

mengenai pengolahan data dari hasil percobaan laboratorium seperti tersebut di atas dengan

sedikit ilustrasi perhitungan untuk menjadi data yang siap pakai. Data siap pakai ini misalnya

diperlukan dalam perhitungan-perhitungan reservoir engineering seperti metode konvensional

material balance dan/atau simulasi reservoir.


Pengolahan data untuk flash liberation

Data yang diperoleh dari laboratorium untuk uji flash liberation adalah volume total terhadap

tekanan. Apabila data yang diperoleh tersebut diplot maka perpotongan antara dua garis yang

mewakili kelompok kelakuan data yang berbeda adalah pada saat timbulnya gas atau tekanan

gelembung (pb). Perbandingan volume total pada saat tekanan gelembung ditampilkan pada

laporan. Harga perbandingan volume pada tekanan lebih besar daripada tekanan gelembung

digunakan untuk perhitungan volume formasi minyak.

Pengolahan data untuk differential liberation

Volume yang diperoleh pada langkah terakhir percobaan di atas, yaitu pada kondisi tekanan

atmosfir dan temperatur standar disebut sebagai Vor (residual oil volume). Volume minyak

yang diperoleh setelah pendesakan gas dari cell disebut sebagai Vo. Dari differential

liberation ini dihasilkan faktor volume formasi minyak yaitu Bod = Vo/Vor; kelarutan gas

dalam minyak pada tekanan gelembung, yaitu:

STB ,V

SCF ,percobaan selama dilepaskan yang V alJumlah totR

or

gsDb =

Sedangkan kelarutan gas dalam minyak pada suatu tekanan tertentu adalah sebagai berikut:

STB ,V

SCF , tekanansampai dilepaskan yang V alJumlah totRR

or

gsdbsD

=

Pengolahan data untuk separator test

Berbeda dengan sebelumnya, dari test ini hanya dihasilkan parameter yang tidak tergantung

pada tekanan yaitu:

- Faktor volume formasi pada tekanan gelembung

STB , tankidi ada yang Vbbl ,separatormenuju cell darikan terkeluaryang V

Bo

ooSb =

- Kelarutan gas dalam minyak

STB , tankidi V

SCF , tankidi Vseparator di VR

o

ggsSb

+=

- Faktor separator volume

tankidi Vseparator di Vseparator umeFaktor vol

o

o=


Pengolahan dan Analisis Data Gabungan

Pengolahan data ini adalah untuk menentukan parameter reservoir dari data pengujian di

laboratorium. Data yang dapat diperoleh adalah Bo, Bt, Rs, o, g, dan co sebagai fungsi dari tekanan. Asumsi dasar yang digunakan untuk pengolahan data tersebut adalah bahwa

pengujian di laboratorium tersebut dapat memodelkan proses yang sebenarnya terjadi, yaitu:

Pada kondisi tekanan lebih besar daripada tekanan gelembung, proses yang terjadi di

reservoir sampai ke separator dapat diwakili dengan gabungan flash liberation dan separator

test.

Sedangkan proses yang terjadi pada kondisi di bawah tekanan gelembung dapat diwakili

dengan gabungan differential liberation dan separator test.

Dengan catatan bahwa reservoir berperilaku seperti halnya differential liberation, dan aliran

dari bottomhole ke stock tanlk berperilaku seperti separator test.

Hasil dari separator test memberikan pilihan kondisi pemakaian tekanan dan temperatur

separator. Pemilihan kondisi temperatur dan tekanan separator berdasarkan pada kriteria

sebagai berikut:

1. Gas-oil ratio minimum

2. Faktor volume formasi minyak minimum

3. Derajat API maksimum

Dari separator test dapat diambil harga faktor volume formasi minyak dan kelarutan gas

dalam minyak pada kondisi tekanan gelembung yaitu masing-masing BoSb dan RsSb.

Berikut adalah prosedur pengolahan data gabungan menggunakan data flash liberation,

differential liberation, dan separator test untuk menentukan Bo, Rs, Bt, co sebagai fungsi dari

tekanan.

1. Faktor volume formasi minyak, Bo

- untuk p pb

BVV

B oSbb

t

Fo

=

STBbbl

dimana subskrip F artinya yang dihasilkan flash liberation

- untuk p < pb

=

BB

BBoDb

oSboDo STB

bbl


dimana BoD & BoDb dihasilkan dari differential liberation

2. Kelarutan gas dalam minyak, Rs

- untuk p pb Rs = RsSb

- untuk p < pb

BB)RR(RR

oDb

oSbsDsDbsSbs =

dimana RsD dan RsDb dihasilkan dari differential liberation.

3. Faktor volume formasi total

BBt = Bo + Bg (Rsb Rs)

atau

BB

BBoDb

oSbtDt =

dimana BtD dihasilkan dari uji differential liberation.

4. Faktor kompresibilitas (isothermal)

- untuk p pb

pp)V/V()V/V(ln

c12

bt 2F

bt 1F

o =

- untuk p < pb

=

RB

BpR

B1

csD

oDg

sD

oDo

Contoh 3: Pengolahan Data Hasil Pengukuran Laboratorium

Contoh ini diambil dari Problem 1.24 Craft and Hawkins hal. 52. Diberikan data dari

laboratorium sebagai berikut:

Cell pressure (psia)

Oil volume in cell (cc)

Gas volume in cell (cc)

Cell Temperature

(oF) 2000 650 0 195

1500 = pb 669 0 195

1000 650 150 195

500 615 700 195

14.7 500 44,500 60


Tentukan Rso, Bo, dan Bt pada tekanan masing-masing. Diketahui faktor deviasi gas pada

tekanan 1000 psia dan 500 psia masing-masing 0.91 dan 0.95.

Penyelesaian:

Pada tekanan 2000 psia:

500)615.5(500

500,44Rso == SCF/STB

300.1500650

Bo == bbl/STB 300.1BB ot == bbl/STB


500Rso = SCF/STB

338.1500669

Bo == bbl/STB 338.1BB ot == bbl/STB


400)615.5(500

)655)(91.0(02829.0)1000(150500,44

Rso =

= SCF/STB

300.1500650

Bo == bbl/STB

600.1500

150650Bt =+= bbl/STB


276)615.5(500

)655)(95.0(02829.0)500(700500,44

Rso =

= SCF/STB

230.1500615

Bo == bbl/STB

630.2500

700650Bt =+= bbl/STB


Contoh 4: Pengolahan Data Gabungan

Gunakan data hasil pengujian flash liberation, differential liberation, dan separator test

berikut untuk menentukan Bo, Rs, Bt dan co. Gunakan prosedur berikut:

1. Pilih kondisi separator dari hasil separator test dengan cara menjumlahkan harga GOR

dan kemudian pilih harga yang terkecil. Ini adalah kondisi yang optimum artinya jumlah

minyak maksimum.

2. Ambil harga BoSb dan RsSb pada separator test.

3. Ambil harga BoDb, RsDb dan Bg dari differential liberation.

4. Hitung Bo, Rs, Bt dan co sesuai tekanan.

Data hasil pengujian flash liberation:

Tekanan (psig)

Relative volume

(1)

Y Function

(2) 5000 0.9639 4500 0.9703 4000 0.9771 3500 0.9846 3000 0.9929 2900 0.9946 2800 0.9964 2700 0.9983

2620 = pb 1.0000 2605 1.0022 2.574 2591 1.0041 2.688 2516 1.0154 2.673 2401 1.0350 2.593 2253 1.0645 2.510 2090 1.1040 2.422 1897 1.1633 2.316 1698 1.2426 2.219 1477 1.3618 2.118 1292 1.5012 2.028 1040 1.7802 1.920 830 2.1623 1.823 640 2.7513 1.727 472 2.7226 1.621


Data hasil pengujian differential liberation:

Tekanan (psig)

Solution GOR (RsD)

Relative Oil Volume

(BoD)

Relative total

volume (BtD)

Oil Density (gm/cc)

Gas Deviation

Factor


Gas gravity

2620 = pb 854 = RsDb 1.600 = BoDb 1.600 0.6562 2350 763 1.554 1.665 0.6655 0.846 0.00685 0.825 2100 684 1.515 1.748 0.6731 0.851 0.00771 0.818 1850 612 1.479 1.859 0.6808 0.859 0.00882 0.797 1600 544 1.445 2.016 0.6889 0.872 0.01034 0.791 1350 479 1.412 2.244 0.6969 0.887 0.01245 0.794 1100 416 1.382 2.593 0.7044 0.903 0.01552 0.809 850 354 1.351 3.169 0.7121 0.922 0.02042 0.831 600 292 1.320 4.254 0.7198 0.941 0.02931 0.881 350 223 1.283 6.975 0.7291 0.965 0.05065 0.988 159 157 1.244 14.693 0.7382 0.984 0.10834 1.213 0 0 1.075 0.7892 2.039 Pada 60oF 1.000

Hasil pengujian separator:

Tekanan separator

(psig)

Temp. separator

(oF)

Gas-oil ratio

Gas-oil ratio

Stock tank

gravity (oAPI)


Separator Volume Factor

SG Gas flashed

(1) (2) (3) (4) 50

sampai 0

75

75

715

41

737

41

40.5

1.481

1.031

1.007

0.840

1.338 100

sampai 0

75

75

637

91

676

92

40.7

1.474

1.062

1.007

0.786

1.363 200

sampai 0

75

75

542

177

602

178

40.4

1.483

1.112

1.007

0.732

1.329 300

sampai 0

75

75

478

245

549

246

40.1

1.495

1.148

1.007

0.704

1.286


Penyelesaian:

1. Tentukan kondisi optimum separator. Lihat data separator. Ambil suatu harga tekanan

dimana formation volume factor minimum. Ini akan menghasilkan jumlah minyak

maksimum. Pada titik tersebut, stock tank oil gravity berharga maksimum dan total GOR

berharga minimum.

Tekanan separator

(psig)

Temp. separator

(oF)

Gas-oil ratio

Jumlah Gas-oil

ratio (RsSb)

Stock tank

gravity (oAPI)


(2) (3) 50

sampai 0

75

75

737

41

778

40.5

1.481 100

sampai 0

75

75

676

92

768

40.7

BBoSb

1.474 200

sampai 0

75

75

602

178

780

40.4

1.483 300

sampai 0

75

75

549

246

795

40.1

1.495

Kondisi tersebut adalah tekanan separator = 100 psig, yaitu GOR minimum = RsSb = 768

SCF/STB, API gravity maksimum = 40.7, dan FVF minimum = BoSb = 1.474 bbl/STB.

2. Tentukan Bo untuk p < pb dari data relative oil volume differential liberation dan hasil

kondisi optimum separator menggunakan:

=

BB

BBoDb

oSboDo

dimana:

BBoSb = 1.474 bbl/STB

BBoDb = 1.600 dari data differential liberation kolom 3

Bod dari data differential liberation kolom 3

Sehingga

B600.1474.1

B oDo = dan diperoleh tabel berikut:


Tekanan (psig)

Relative Oil Volume (BBoD)

BBo (bbl/STB)

2620 1.600 1.474 2350 1.554 1.432 2100 1.515 1.396 1850 1.479 1.363 1600 1.445 1.331 1350 1.412 1.301 1100 1.382 1.273 850 1.351 1.245 600 1.320 1.216 350 1.283 1.182 159 1.244 1.146 0 1.075

Tentukan Bo untuk p > pb dari data relative oil volume flash liberation dan hasil kondisi

optimum separator menggunakan:

BVV

B oSbb

t

Fo

=

dimana:

VV

b

t

Fdari data flash liberation kolom 2

Sehingga

=

VV474.1B

b

t

Fo

dan diperoleh tabel berikut:

Tekanan (psig)

Relative volume

(1)

BBo (bbl/STB)

5000 0.9639 1.421 4500 0.9703 1.430 4000 0.9771 1.440 3500 0.9846 1.451 3000 0.9929 1.464 2900 0.9946 1.466 2800 0.9964 1.469 2700 0.9983 1.471 2620 1.0000 1.474


Dengan demikian diperoleh Bo sebagai fungsi dari tekanan sebagai berikut:

Bo vs. p

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia

Bo,

bbl

/STB

3. Tentukan Bt dari data relative total volume differential liberation:

BB

BBoDb

oSbtDt =

dimana BtD dari data differential liberation kolom 4.

Sehingga

B600.1474.1

B tDt = dan diperoleh tabel sebagai berikut:

Tekanan (psig)

Relative total volume (BtD)

BBt (bbl/STB)

2620 1.600 1.474 2350 1.665 1.534 2100 1.748 1.610 1850 1.859 1.713 1600 2.016 1.857 1350 2.244 2.067 1100 2.593 2.389 850 3.169 2.919 600 4.254 3.919 350 6.975 6.426 159 14.693 13.536 0


Dengan demikian hubungan Bt terhadap tekanan adalah:

Bt vs. p

1

3

5

7

9

11

13

0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia

Bt,

bbl/S

TB

4. Tentukan Rs dari total GOR dari kondisi optimum separator dengan solution GOR dari

differential liberation menggunakan

BB)RR(RR

oDb

oSbsDsDbsSbs =

dimana

RsSb = 768 SCF/STB dari separator data kolom 4

RsDb = 854 SCF/residual dari differential liberation data kolom 2

RsD dari differential liberation data kolom 5

BBoSb = 1.474 bbl/STB

BBoDb = 1.600 bbl/STB

Sehingga

)R854(600.1474.1768R sDs =

dan diperoleh tabel sebagai berikut:

Tekanan (psig)

Solution GOR (RsD)

Rs (SCF/STB)

2620 854 2350 763 2100 684 1850 612 1600 544


1350 479 1100 416 850 354 600 292 350 223 159 157 0 0

Sehingga hubungan Rs terhadap tekanan diperoleh sebagai berikut:

Rs vs. p

0

200

400

600

800

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia

Rs, S

CF/

STB

5. Hitung kompresibilitas minyak dengan:

- untuk p pb

pp)V/V()V/V(ln

c12

bt 2F

bt 1F

o =

- untuk p < pb

=

RB

BpR

B1

csD

oDg

sD

oDo

Tabulasi berikut adalah hasil perhitungan dengan menggunakan data flash liberation dan

differential liberation.


Untuk p > pb:

Tekanan (psig)

Relative volume

(1) co (psi-1)

5000 0.9639 4500 0.9703 1.32 x 10-5

4000 0.9771 1.40 x 10-5

3500 0.9846 1.53 x 10-5

3000 0.9929 1.68 x 10-5

2900 0.9946 1.71 x 10-5

2800 0.9964 1.81 x 10-5

2700 0.9983 1.91 x 10-5

2620 = pb 1.0000 2.13 x 10-5

Untuk p < pb:

Tekanan (psig)

Solution GOR (RsD)

Relative Oil Volume (BBoD)


co (psi-1)

2620 = pb 854 = RsDb 1.600 = BoDb 2350 763 1.554 0.00685 1.48 x 10-4

2100 684 1.515 0.00771 1.66 x 10-4

1850 612 1.479 0.00882 1.97 x 10-4

1600 544 1.445 0.01034 2.40 x 10-4

1350 479 1.412 0.01245 3.11 x 10-4

1100 416 1.382 0.01552 4.06 x 10-4

850 354 1.351 0.02042 5.76 x 10-4

600 292 1.320 0.02931 9.79 x 10-4

350 223 1.283 0.05065 2.27 x 10-3

159 157 1.244 0.10834

Dengan demikian hubungan kompresibilitas minyak terhadap tekanan dapat digambarkan

sebagai berikut:


co vs. p

0.00E+00

2.00E-04

4.00E-04

6.00E-04

8.00E-04

1.00E-03

0 1000 2000 3000 4000 5000Tekanan, psia

c o, p

si-1

Penentuan Sifat-Sifat Fisik Fluida Reservoir Dengan Korelasi

Bagian ini tidak membahas secara detail penggunaan korelasi-korelasi yang telah

dikembangkan dan digunakan secara meluas di industri perminyakan. Tulisan ini hanya

menyebutkan secara ringkas mengenai korelasi-korelasi tersebut sebagai pengenalan saja.

Secara praktis, penggunaan korelasi tidak memerlukan data komposisi fluida. Disamping

persamaan korelasi dalam bentuk persamaan sehingga dapat langsung digunakan dalam

program komputer, tersedia pula beberapa nomograph yang dibuat untuk menggambarkan

beberapa persamaan korelasi.

Sifat-sifat fisik yang dapat dihitung dengan menggunakan korelasi diantaranya adalah:

Untuk fasa minyak:

Tekanan gelembung (pb): Korelasi Standing

Kelarutan gas dalam minyak (Rso): Korelasi Standing

Densitas minyak (o): Faktor volume formasi minyak (Bo): Korelasi Standing

Kompresibilitas minyak (co): Korelasi Vasquez and Beggs, Korelasi McCain, Rollins,

and Villena

Viskositas minyak (o): Korelasi Vasquez and Beggs, Korelasi Beggs and Robertsons Untuk fasa gas:

Faktor deviasi gas (Z): Korelasi Dranchuk and Abou-Kassem


Faktor volume formasi gas (Bg)

Viskositas gas (g): Korelasi Lee, Gonzalez, and Eakin Untuk fasa air:

Faktor formasi air formasi (Bw): Korelasi McCain

Densitas air formasi (w) Kelarutan gas dalam air formasi

Kompresibilitas air formasi (cw): Korelasi Ozip

Viskositas air formasi (w)


Gas Properties

Gas ideal:

Gas ideal adalah fluida yang:

1. Memiliki volume molekul yang dapat diabaikan dibandingkan dengan volume fluida

keseluruhan

2. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesama molekul atau antara molekul

dengan dinding tempat gas itu berada

3. Semua tumbukan antar molekul-molekulnya bersifat elastis murni yang berarti tidak ada

kehilangan energi.

Untuk menggambarkan properties gas ideal digunakan persamaan keadaan atau equation of

state (EOS) berdasarkan hukum-hukum gas ideal yang dihasilkan dari berbagai percobaan.

Hukum-hukum gas ideal tersebut, diantaranya:

1. Hukum Boyle

2. Hukum Charles

3. Hukum Avogadro

4. Hukum Gay Lussac.

Persamaan keadaan bertujuan untuk menghubungkan antara tekanan, volume, dan

temperatur. Persamaan gas ideal:

nRTVP ideal = dimana:

n = jumlah molekul

R = Konstanta tetapan gas

Densitas Gas

Densitas gas (g) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume.

Vm=

VnM

idealg =

RTpm= (gas)

RTp97.28= (udara)


3. Spesifik Gravity

97.28M=

4. Kompresibilitas

Kompresibilitas merupakan menggambarkan besarnya perubahan volume per satuan

perubahan tekanan. Untuk keadaan isothermal kompresibilitas diukur dari perubahan volume

per unit volume dengan perubahan tekanan pada temperatur konstan.

pnRT

Videal =

pnRT

dpVd

2ideal =

=

dpdV

V1c

p1

cg =

Gas nyata

Dibedakan dari gas ideal dengan adanya factor kompresibilitas atau factor deviasi, Z. Definisi

factor deviasi gas adalah:

pdanT@molesndariVpdanT@molesndariVz

ideal

aktual=

Ideal: PVideal = nRT

Nyata: PVaktual = ZnRT. Ini adalah EOS untuk gas nyata. Untuk typical reservoir, biasanya

digunakan harga 0.3 < Z < 1.1. Korelasi untuk menentukan Z:

1. Korelasi Sutton

2. Korelasi Wichert-Aziz

3. Korelasi Katz.

Densitas:

Vm=


VnM

g =

ZRTp97.28

g=

Faktor volume formasi gas:

)F60,psi7.14(SC@V

reservoirpdanT@VB o

gas

gasg =

Kompresibilitas:

pV = ZnRT sehingga p

ZnRTV =

Selanjutnya, perubahan volume terhadap tekanan:

dpdV =

pZnRT

dpdZ

pnRT

2

=p1

pZnRT

dpdZ

Z1

pZnRT

=pV

dpdZ

ZV

Jika kompresibilitas didefinisikan sebagai berikut:

=

dpdV

V1c

maka

=

pV

dpdZ

ZV

V1

cg

atau

=

dpdZ

Z1

p1

cg

Catatan: terlihat bahwa jika untuk gas ideal, tidak ada Z, maka p1

cg = .


BAB IV: SIFAT FISIK FLUIDA Untuk menjaga representasi sampel diperlukan strategi pengambilan sampel, diantaranya pengambilan sampel harus: Sampel dari Bottomhole. Untuk reservoir minyak, sampel bottomhole dianggap cara yang paling representatif, jika hal-hal berikut ini terpenuhi. Sampel dari Separator. Sampel yang diambil dari separator dianggap dapat diterima jika hal-hal berikut ini terpenuhi: Sifat Fisik Fluida Yang Penting Penentuan Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoir Dari Data Laboratorium atau Dengan demikian hubungan kompresibilitas minyak terhadap tekanan dapat digambarkan sebagai berikut: Penentuan Sifat-Sifat Fisik Fluida Reservoir Dengan Korelasi Untuk fasa minyak: Untuk fasa gas: Untuk fasa air:

Gas Properties

sifat fisik fluida

Documents