BAB2Sifat Fisik 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 karenanya mempengaruhi proses aliran fluida di dalam 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 laboratorium. Metode korelasi matematik dapat digunakan apabila tidak tersedianya sifat fisik fluida reservoir yang didapatkan dari pengolahan laboratorium.

2.1 Komposisi Fluida ReservoirPada 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 atom karbon. Hidrokarbon ini memiliki potensi untuk menambah lebih banyak hidrogen atau unsur-unsur lain dan karena itu disebut tak jenuh. Hidrokarbon tak jenuh dikenal dengan olefin yang terdiri dari dua jenis. 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 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 tak jenuh 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 akan sangat mempengaruhi langkah-langkah pengolahan yang dilakukan terhadap suatu minyak bumi. 1. Belerang Belerang terdapat dalam bentuk hidrogen sulfida (H2S), belerang bebas (S), merkaptan (R-SH, dengan R=gugus alkil), sulfida (R-S-R), disulfida (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. Menyebabkan pencemaran udara (pada pembakaran bahan bakar minyak, senyawa belerang teroksidasi menjadi zat-zat korosif yang membahayakan lingkungan, yaitu SO2 dan SO3). 2. Nitrogen Senyawa-senyawa nitrogen dibagi menjadi zat-zat yang bersifat basa seperti 3-metilpiridin (C6H7N) dan kuinolin (C9H7N) serta zat-zat yang tidak bersifat basa seperti pirol (C4H5N), indol (C8H7N) dan karbazol (C12H9N). Senyawa-senyawa nitrogen dapat mengganggu kelancaran pemrosesan katalitik yang jika sampai terbawa ke dalam produk, berpengaruh buruk terhadap bau, kestabilan warna, serta sifat penuaan produk tersebut. 3. OksigenOksigen biasanya terikat dalam gugus karboksilat dalam asam-asam naftenat (2,2,6-trimetilsikloheksankarboksilat, C10H18O2) dan asam-asam lemak (alkanoat), gugus hidroksi 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, 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.

AlkunaAlifatikAromatikHidrokarbonAlkana (Paraffin)Silka Alkana (Nathenes)Alkena

Gambar 2.1 Diagram klasifikasi hidrokarbon

Tabel 2.1 Rumus Kimia HidrokarbonNama SenyawaRumus KimiaJenis Ikatan

AlkanaCnH2n+2Ikatan Jenuh

AlkenaCnH2nIkatan tidak jenuh

AlkunaCnH2n-2Ikatan tidak jenuh

SikloalkanaIkatan 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 CO2, N2 dan H2S yang merupakan komponen ikutan. Gas alam memiliki komponen ringan lebih banyak dibandingkan dengan gas yang terakumulasi bersama minyak bumi. Komponen C7+ 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 AlamHidrokarbon

Metana70 - 98%

Etana1 10%

PropanaKecil sekali 5%

ButanaKecil sekali 2%

PentanaKecil sekali 1%

HexanaKecil sekali %

Heptana +Kecil sekali %

Non-Hidrokarbon

NitrogenKecil sekali 15%

Karbon dioxida*Kecil sekali 5%

Hidrogen sulfida*Kecil sekali 3%

HeliumSampai 5%, biasanya kecil sekali

*kadang-kadang muncul

Tabel 2.3 Gas yang terakumulasi bersama minyak bumiHidrokarbon

Metana45 92%

Etana4 21%

Propana1 15%

Butana 7%

PentanaKecil sekali 3%

HexanaKecil sekali 2%

Heptana +Kecil sekali 1%

Non-Hidrokarbon

NitrogenKecil sekali up to 10%

Karbon dioxida*Kecil sekali 4%

Hidrogen sulfida*0 - Kecil sekali 6%

Helium0%

2.2 Kelakuan FasaFluida 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 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 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 point).Fluida reservoir yang keluar dari wellhead pada umumnya terdiri dari fasa: Gas (CO2, H2S, hidrokarbon) Cair ( hidrokarbon, dan air) Padatan (scale, hidrat, pasir)Namun demikian hanya fasa gas dan cair saja yang dibahas pada bab ini. Keadaan (state) fasa gas hidrokarbon dapat berpindah menjadi keadaan (state) fasa cair hidrokarbon, dan sebaliknya. Tiga parameter yang berpengaruh dalam jenis keadaan (state) fasa adalah: Tekanan, (psia) Temperatur ( oF) Gaya tarik-tolak molekulerGaya tarik-tolak molekuler berbanding terbalik dengan jari-jari.

(2.0)

r = jarak antar molekulUntuk 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

2.2.1 Sistem Komponen TunggalDiagram Tekanan-Temperatur (P-T)

TemperaturGaris Tekanan UapTcTitik TripleC345678Titik kritisPcGaris Titik LeburGaris SublimasiTekananPadatCairGas

1

2

Gambar 2.2 Diagram Tekanan Temperatur (P-T) untuk sistem komponen tunggal

Garis Tekanan 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 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 (Pc) ini menandakan batas cair dan gas yang dapat muncul. Triple PointTitik tiga (Triple point) mewakili tekanan dan temperatur di mana terdapat 3 fasa secara bersamaan yaitu padat, cair dan uap dalam kondisi kesetimbangan. Dalam dunia 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), aspal (asphaltenes) dan hidrat. Garis Tekanan Sublimasi (Sublimitation-Pressure Line)Perpanjangan garis tekanan uap (vapour pressure line) di bawah titik tripel merupakan kondisi yang membagi daerah dalam fasa padat dan daerah dalam fasa uap. Garis Titik Lebur (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) yang positif seiring dengan bertambahnya tekanan dan temperatur.

CairHgGasCairHgTekanan KonstanIsobarikCairHgGasCairHgTemperatur KonstanIsotermalGambar 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.

Gambar 2.3 Proses Isotermik dan Isobarik pada Sistem Komponen Tunggal

Diagram Tekanan-VolumeSelain 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.

Titik EmbunGasDaerah Fasa tunggalVolumeTekananTitik GelembungDaerah Dua FasaPVT CellDiagram Tekanan VolumeSemua CairanGas Gelembung PertamaCairan yang TersisaSemua Gas1234

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 Rata-rata

Densitas Cairan

C

Densitas Uap

PcP

Gambar 2.5 Diagram Densitas-Temperatur Komponen Tunggal

2.2.2 Sistem Dua komponenDibandingkan 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. 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.

Garis Titik GelembungGaris Titik EmbunTekananTemperaturFasa CairFasa GasTitik KritisC121007550250% cair

Gambar 2.6 Diagram P-T untuk Sistem Dua Komponen

2.3 Diagram Fasa Minyak BumiDiagram 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 (GORi), gravity (oAPI), dan warna.

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 OilDiagram 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 API rendah yaitu < 40 oAPI) Warna coklat/kehitaman

Gambar 2.8 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Black Oil

Volatile OilVolatile 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 juga 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

Gambar 2.9 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Volatile Oil

Retrograde GasDiagram 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 (titik-2). 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 GasWet GasDiagram 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 oAPI sama dengan retrogade gas, tetapi tidak berubah terhadap waktu GOR > 50000 SCF/STB

Gambar 2.11 Diagram P-T Jenis Fluida Reservoir Wet Gas

Dry 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

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 diagram 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.

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 gasSecara 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 (Rso)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. (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 (Pb)Tekanan gelembung (Pb) didefinisikan sebagai tekanan tertinggi dimana gelembung gas pertama kali dibebaskan dari fasa minyak. Sifat fisik fluida 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 asumsi bahwa tekanan gelembung adalah fungsi dari kelarutan gas (Rs), gravitasi gas (g), gravitasi minyak (0API), dan suhu (T).Pb = f (Rs, g, 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 (Bo)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.(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 (Pb) 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 (Bg)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/scfVP,T = volume gas pada P dan T tertentu, ft3Vsc = volume gas pada kondisi standar, ft3(2.5)(2.6)dimana,Zsc = faktor Z pada kondisi standar = 1.0Psc,Tsc = tekanan dan tempearatur pada kondisi standarDengan mengasumsikan kondisi standar Psc = 14.7 psia dan Tsc = 520 maka didapatkan hubungan persamaan sebagai berikut: (2.7)dimana,Bg = faktor volume formasi gas, ft3/scfz = faktor kompresibilitas gasT = temperatur, oRDidalam unit lapangan, faktor volume gas dapat dituliskan dalam satuan bbl/SCF:(2.8)

Gambar 2.20 Grafik hubungan Bg terhadap tekanan.

2.4.5 Faktor Volume Formasi Total (Bt)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 = Faktor volume formasi minyak pada kondisi standar, STBUntuk 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 (PPb) 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/STBPada kondisi minyak dibawah titik gelembung (P P pengamatan)

II-42