chapter iii - fluid properties.pdf

7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf

1/105

Chapter III

Reservoir Fluid Properties

Basic Reservoir Engineering

October 1-5, 2007

Outline

Phase behavior purpose, some definitions, common presentation, single component,

and multi-component mixture

Five reservoir fluids Field and laboratory identification, production trends, phase diagram,

and typical composition

Properties of real gases Critical properties, compressibility factor, gas formation volume factor,

compressibility, viscosity, heating value

Wet and retrograde gas Fluid recombination, two-phase compressibility factor


2/105

Outline

Oil properties Oil formation volume factor, total formation volume factor,

compressibility, viscosity, solution gas oil ratio and bubble point

pressure

Laboratory analysis Constant Composition Expansion (CCE), Constant Volume Depletion

(CVD), Flash Vaporization, Differential Liberation and Separator Test.

Fluid sampling procedures

Phase Behavior


3/105

Purpose

Seiring dengan diproduksikannya minyak dan gas darireservoir, fluida tersebut akan mengalami perubahantekanan, temperatur dan komposisi. Perubahan tersebutmempengaruhi sifat volumetrik, dan transport dariminyak dan gas.

Hampir semua metode EOR tergantung dari phasebehavior dari fluida reservoir dan fluida injeksi.

Pengetahuan akan phase bahavior digunakan untukklasifikasi metode recovery (miscible, thermal, atauchemical) dan untuk mendesain proses recovery.

Beberapa Definisi System: Bangunan materi yang memiliki batas-batas terhingga.

Closed system: Tidak ada pertukaran materi dengan sekeliling (diluar system) tetapi memungkinkan pertukaran panas.

Open system: Dapat terjadi pertukaran materi dan panas dengansekeliling system.

Fasa: Bagian dari sistem yang memiliki sifat-sifat intensive yangseragam dan dibatasi oleh batas-batas permukaan secara fisik.

Interface: Memisahkan dua atau lebih fasa. Fasa-fasa ini adalah

liquid, gas dan solid.


4/105

Beberapa Definisi (Cont.)

Sifat intensive (intensive properties): tidak tergantung padajumlahnya (misal: densitas, specific volume, compresibilitas).

Sifat extensive (extensive properties): besarannya tergantung padajumlahnya (misal: volume, massa).

Sistem homogen: sifat intensive dalam sistem berubah secaracontinue, gradual dan smooth.

Sistem heterogen: sistem terdiri dari dua atau tiga fasa dimana sifatintensive-nya berubah secara tajam pada bidang pertemuan antar-fasa (interface).

Properties: karakteristik dari suatu sistem (fasa) yang dapat

dikuantifikasi, yaitu: densitas, compresibilitas, tegangan permukaan,viskositas, kapasitas panas, konduktivitas thermal, dan lainnya.

Faktor yang mempengaruhi kelakuan

fisik dari molekul

Tekanan (pressure): besaran yang menggambarkanjumlah dan gerak molekul. Semakin dekat jarak antarmolekul atau semakin cepat gerak molekul, tekananakan semakin besar.

Temperatur (temperature): besaran yangmenggambarkan energi kinetik dari suatu materi.

Gaya antar molekul (intermolecular forces): gaya tarik

atau gaya tolak antar molekul. Gaya-gaya inidipengaruhi oleh jarak antar molekul.


5/105

Diagram fasa

Jenis-jenis diagram fasa

Pressure-Temperature (PT)

Pressure-Volume (PV) atau Pressure-Density (P) Volume-Temperature (VT) atau Volume-Density (V)

Diagram fasa Single Component

Pressure-Temperature

Pressure

Temperature

Solid

Gas

Liquid

Me

ltin

g-p

oin

tli

ne

Vapor-p

ressureline

Pc

Tc

C

T


6/105


Isothermal expansion

Pressure

Temperature

Solid

Gas

Liquid

Me

lt in

g-p

oin

t li

n e

Vapor-p

ressure

line

Pc

Tc

C

T

1

2

3

Hg

Liquid

Hg

HgHg

P1 Pv Pv P3

Liquid

Liquid

Gas

Gas

Gas


Isobaric expansion

Pressure

Temperature

Solid

Gas

Liquid

Me

lt in

g-

po

in t

lin e

Vapor-p

ressure

line

Pc

Tc

C

T

1 2

3 Hg

Liquid

HgHg

Hg

P1=Pv Pv Pv P3=Pv

Liquid

Liquid

Gas

Gas

Gas

P1 = P3 = Pv

T1 Tv Tv T3


7/105


Pressure-Volume

Pressure

Specific volume

C

1

2 23

Liquid dan gas

Liquid

GasBu

bble

-po

intli

ne D

ew-pointline


Density-Temperature

De

nsity

Specific volume

C

Saturatedliquid

Satura

tedvap

or

Meandensity


8/105

Vapor Pressure Single Component

Persamaan Clapeyron

)VT(V

L

dT

dp

MLMg

vv

=

Dimana:Pv = tekanan uap (vapor pressure)T = temperature

Lv = heat of vaporization of one mole liquidVMg = molar volume of gasVML = molar volume of liquid


VMg >> VML, persamaan Clapeyron menjadi:

Mg

vv

TV

L

dT

dp=

Persamaan gas ideal

RTVp Mgv =


9/105


Menggabungkan dua persamaan sebelumnya

(persamaan Clapeyron dan persamaan gas

ideal), diperoleh

2vvv

RT

Lp

dT

dp=

Persamaan ini dikenal sebagai persamaan

Clausius-Clapeyron


Integrasi persamaan Clausius-Clapeyron,

maka didapat:

CT

1

R

Llnp vv +

=

atau

=

21

v

v1

v2

T1

T1

RL

ppln


10/105

Cox chart Vapor pressure chart

Vapo

rpressureskalalogaritmik

Temperature skala nonlinear

Mw

Normal Paraffin

Cox chart untuk komponen hidrokarbon

Source: McCain, Petroleum Fluids.


11/105


12/105

Komposisi hidrokarbon

Komposisi hidrokarbon dapat dituliskan

berbasis berat atau mol (lebih umum

dipakai)

i""komponenmolekulmassa

i""komponenmassa

M

Mn

wi

i ==i

Komposisi hidrokarbon

Berdasarkan konvensi, komposisi dalam

fasa liquid ditulis dengan simbol x dan

komposisi dalam fasa gas ditulis dengan

simbol y.

liquid21

11 nn

nx

+=

gas21

11 nn

ny

+=


13/105

Petroleum Reservoir and

Separation Systems

PTn

Gas system

Oil System

Open

PTn

Separator

zi(T1,P1) T1,P2

yi(T1,P2)

xi(T1,P2)

P1 > P2


14/105

Hubungan Matematis

viLii fyfxz += vivii fyf-(1xz += )

Dimana:

ii

iiv xy xzf =

L21v21

v21v )n(n)n(n

)n(nf

++++

=

Diagram fasa binary/multi-

component mixtures

(PT)zi komposisi konstan

(Pzi)T temperatur konstan

(Tzi)P tekanan konstan

(PV)zi atau (P)zi


15/105

Pressure vs temperatur diagram

(PT)zi

Pressure

Temperature

Liquid

Gas

100%

75%50%

25%0%

Bubble

-point

lin

e

Dew-po

intline

CCricondenbar

Cricondentherm

Quality line

Pressure vs volume diagram (PV)zi

Pressure

Specific volume

Liq

uid

Gas

Dew-pointlineB

ubble

-p

oin

tl

ine

Critical point


16/105

Pressure vs composition diagram

(Pzi)T

Pressure

Composition, mole % component A

Liquid

Gas

0 100

Bubble

-point

line

Dew-point line

Tie line

2 31

Temperature vs composition diagram

(Tzi)P

Pressure

Temperature

CP1

CP2

T1 T2

P*Temperature

Composition

T2

T1

P*

Bubble-pointline

Dew-pointlineTwo-phaseregion


17/105

Ternary diagram three components

Komponen BKomponen C

Komponen A

4

7

1

2

56

3

Ternary diagram at P and T

Komponen BKomponen C

Komponen A

Critical point

Tie line

Liquid

Gas


18/105

Multicomponent Mixtures

C

Bubble

cur

ve

Dewcurve

Measured Calculated

H2 0 0

H2S 0 0

CO2 9.02 9.0393

N2 0.34 0.3453

C1 64.59 64.6892

C2 8.74 8.752

C3 7.18 7.1818

IC4 1.08 1.0818

C4 2.41 2.4013

IC5 0.88 0.8769

C5 0.72 0.7182

C6 0.98 0.9678

C7 1.33 1.3039

C8 1.11 1.0808

C9 0.55 0.5341

C10+ 1.07 1.0277

Composition (%)

Five Reservoir Fluids


19/105

Pendahuluan

Manfaat mengetahui jenis fluida reservoir?

1. Menentukan metode pengambilan contoh fluida

2. Menentukan jenis dan ukuran peralatan permukaan

3. Menentukan strategi produksi

4. Menentukan pemilihan metode EOR

5. Menentukan metode penentuan cadangan minyak

dan gas

6. Menetukan metode perhitungan material balance

Pendahuluan

Jenis fluida reservoir dapat ditentukan

dengan:

1. Analisa laboratorium

2. Data-data produksi


20/1052

Indikator yang digunakan untuk

menentukan jenis fluida reservoir

< 0.7< 4.0< 12.512.5 30 30C7+

---> 2.0 2.0Oil FVF

--Coklat,or

anye,

kehijauan

atau

seperti air

Coklat, oranye,

atau hijau

Hitam

kehijauan,

atau coklat

Warna

Minyak

- 7040 - 60> 40 45API

100000> 15000> 33002000 3300 2000Initial

GOR

Dry GasWet GasRet. GasVolatile OilBlack Oil

Bubble point Dew point

Trend produksi (SPE28214)


21/1052

Diagram fasa dry gas

Tekanan

Temperatur

Kondisi awaldi reservoir

Dry gas

Kondisi didasar sumur

Separator

Komponen utama dari drygas adalah methane dansebagian kecilhidrokarbonintermediate.

Fluida hidrokarbon direservoir keseluruhannyaberada dalam fasa gas,dan begitu juga padakondisi di permukaanfluida tetap berada

dalam fasa gas.

Diagram fasa wet gas

Tekanan

Temperatur


Wet gas


Separator

Kelompok ini memiliki cirifasa gas di reservoir.

Pada saat fluida mengalirdari dasar sumur kepermukaan, sebagian fasacair terkondensasi karenapenurunan tekanan dantemperatur.

Kondisi separator dipermukaan berada di dalamkurva-dua-fasa sehingga

pada kondisi ini cairan(minyak) akan terkondensasidari fasa gas-nya. Minyak

yang terkondensasi inidisebut sebagaicondensate.


22/105


23/1052

Diagram fasa volatile oil

Tekanan

Temperatur



Separator

Didominasi oleh C2-C6.

Disebut juga sebagai high-

shrinkage crude oil dan near-

critical oil.

Kondisi tekanan dan temperatur

reservoir mendekati kondisi kritis.

Dibawah tekanan bubble

(tekanan gelembung) sedikit

penurunan tekanan

menyebabkan sejumlah besar

gas terlepas dari fasa cair, dan

volatile oil dapat terdiri 50%

dalam fasa gasa hanya dengan

penurunan tekanan beberaparatus psi.

Contoh komposisi fluida reservoir


24/1052

Satu dari beberapa sumur oil/gas di lapangan Merit, mula-mula (Desember

1967) memproduksi minyak di stock-tank dengan oil gravity 54oAPI denganGOR=23,000 scf/STB. Selama bulan Juli 1969, sumur tersebut menghasilkanminyak 1987 STB yang memiliki oil gravity 58 oAPI dan 78946 Mscf gas. Dibulan May 1972, sumur ini memproduksi liquid dengan laju 30 STB/D denganoil gravity 59oAPI dan gas sebesar 2000 Mscf/D. Dari data tersebut, fluidareservoir dari sumur ini termasuk jenis apa ? Berikan penjelasan danketerangan yang memadai atas jawaban saudara.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Jan-67 Jun-68 Oct-69 Mar-71 Jul-72 Dec-73

Time

Gas

OilRa

tio,

sc

f/STB

53

54

55

56

57

58

59

60

API

GOR

API

Time API GOR

Dec-67 54 23000

Jul-69 58 39731

May-72 59 66667


25/1052

Properties of Real Gas

Sifat-2 pseudokritik gas nyata

(Tekanan dan temperatur pseudokritik)

P dan T pseudokritik suatu gas nyata bukanlahP dan T kritik gas yang sebenarnya.

Apabila komposisi gas diketahui, maka P dan Tpseudokritik (Ppc dan Tpc) dihitung denganpersamaan berikut:

==j

cjjpcj

cjjpc PyPdanTyT (Kays mixture rule)


26/1052

Critical Properties of Some

CompoundsPressure Temperature Volume

psiaoF ft /lbm

Methana CH4 666.4 -116.67 0.0988

Ethana C2H6 706.5 89.92 0.0783

Propana C3H8 616 206.06 0.0727

Isobutana C4H10 527.9 274.46 0.0714

n-Butana C4H10 550.6 305.62 0.0703

Isopentana C5H12 490.4 369.1 0.0679

n-Pentana C5H12 488.6 385.8 0.0675

n-Hexana C6H14 436.9 453.6 0.0688

Critical Constants

Compound Formula

Heptane plus

Komponen Komposisi

% mole

Methane 97.12

Ethane 2.42

Propane 0.31

i-Butane 0.05

n-Butane 0.02

i-Pentane 0

n-Pentane 0

Hexanes 0.02

Heptane plus 0.06

100

Properties of heptane plus

Specific gravity 0.758

Molecular weight 128 lb/lb mole

Contoh hasil analisa komposisi gas di laboratorium:

Komponen-2 berat di-lump dalam satukomponen heptaneplus.


27/1052

Heptane plus: pseudocritical

properties

Molecular weight of heptane plus Molecular weight of heptane plusPseudocriticaltemperature,oR

Pseudocriticalpressure,psia

Example

Komponen Komposisi

% mole

Methane 97.12

Ethane 2.42

Propane 0.31

i-Butane 0.05

n-Butane 0.02

i-Pentane 0

n-Pentane 0Hexanes 0.02

Heptane plus 0.06

100

Properties of heptane plus

Specific gravity 0.758

Molecular weight 128 lb/lb mole

Hitung tekanan dan temperature pseudokritik dari gashidrokarbon dengan komposisi berikut:

Komponen-2 berat di-lump dalam satukomponen heptaneplus.


28/1052

Unknown composition

Ppc dan Tpc untuk gas yang tidak diketahui

komposisinya dapat dihitung dengan pesamaan

(korelasi) yang dikembangkan oleh Sutton.

R)(74.0349.5169.2T

(psia)3.6131.0756.8Po2

ggpc

2ggpc

+=

=

Koreksi tekanan dan temperatur kritik terhadap

keberadaan H2S dan CO2 adalah sebagai berikut:

+=

=

)y(1yT

TPP

TT

SHSHpc

/pcpc/

pc

pc/

pc

22 SH

COSH

41/21.60.9

2

22

yB

yyA

)B15(B)A120(A

=

+=

+=

Gas nyata Equation of state untuk gas nyata

znRTpV=

Faktor deviasi gas, z-factor atausupercompressibility

z-factor adalah perbandingan antara volume satu mol gas nyata

pada suatu tekanan dan temperatur dengan volume satu mol gas

tersebut pada tekanan dan temperatur yang sama seandainyagas tersebut adalah gas ideal.

ideal

aktual

V

Vz=

(R = 10.732 psia cu-ft/lb-mole/oR)


29/1052

Compressibility Factor of Real Gas

z-factor tidak konstandan besarnya tergantungpada komposisi gas,temperatur dan tekanan.

z-factor harus ditentukanoleh percobaan dilaboratorium.

pcpr

pcpr T

TTdan

p

pp ==

Dimana:P = tekanan, psia

T = temperatur, oRPpc = pseudo tekanan kritis, psia

Tpc = pseudo temperatur kritis,oR


30/1053

Standard conditions

Kondisi standar dipakai sebagai acuan

(referensi) dalam pelaporan volume gas. Tsc = 60 oF

psc = 14.65 15.025 psia

Maka:

sc

scM p

RTV =

Properties of dry gas

Gas formation volume factor (Bg)

Coefficient of isothermal compressibility of

gas (Cg)

Coefficient of viscosity of gas (g)

Heating value (Lc)


31/1053

Gas formation volume factor

(Faktor volume formasi gas)

Gas formation volume factor

(Faktor volume formasi gas)

SC

Rg V

VB =

460)/14.7(1.0)(60

zRT/p

/pnRTz

znRT/pB

scscscg +==

( ) cf/scfzT/p0.0282Bg=

( ) rb/scfzT/p0.00502Bg=

Faktor volume formasi gas adalah volume pada kondisi

reservoir dari sejumlah gas dengan massa tertentu

yang mempunyai volume satu unit di permukaan.


32/1053

Kompresibilitas gas isothermal

Kompresibilitas gas isotermal adalah berkaitan dengan perubahanvolume gas terhadap perubahan tekanan pada temperatur konstan.

Kompresibilitas gas isotermal ini biasanya disebut kompresibilitasgas. Namun perlu diketahui bahwa gas juga memiliki sifat

kompresibilitas dengan perubahan temperatur.

p

V

V

1cg

=

=

= z

p

zp

p

1

z

p

p

B

B

1-c

T2

T

g

gg

Tg

pz

p1c

=

z

1

prTprpr

pcgprpz

z1

p1pcc

==


TA

TB

PA

P1

P2

V1 V2

VAVE=(V1+V2)/2

( )( )12

12

AVET,Pg PP

VV

V

1C

AA

=


33/1053


Ideal Gas

p

V

V

1cg

=

=

2g p

nRT

nRT

p-c

p

1cg=

2T p

nRT

P

VnRT;PV =

=


Real Gas

p

V

V

1cg

=

=

= z

p

zp

p

1

z

p

p

B

B

1-c

T2

T

g

gg

Tg p

zp1c

=

z1

prTprpr

pcgpr pz

z1

p1pcc

==


34/1053


Contoh: Tentukan kompresibilitas isotermal gas dengan

specific gravity 0.818 pada kondisi reservoir dengantemperatur 220oF dan tekanan 2100 psig.

1. Tentukan tekanan dan temperatur kritis

.psia625.553.6(0.818)8)131.0(0.81756.8

3.6131.0756.8p

2

2ggpc

==

=

R.405.58)74.0(0.8188)349.5(0.81169.2

74.0349.5169.2T

o2

2ggpc

=+=

+=

2. Tentukan tekanan pseudoreduced dan temperatur pseudoreduced

3.38.5514.65)/625(2100p/pp pcpr =+==

1.688460)/405.5(220T/TT pcpr =+==

3. TentukancprTpr


35/1053

0.51

4. Hitung kompresibilitaspseudoreduced gas

5. Hitung kompresibilitas gas

0.30360.51/1.68/TTcc prprprpr ===

.psia104.8533

.550.3036/625/pcc

1-4

pcprg

=

==

Viskositas gas Viskositas adalah ukuran dari resistansi (hambatan internal) dari

fluida untuk mengalir.

Beberapa metode untuk memperkirakan viskositas gas alam pada

bagian ini adalah metode mixing rule, dan Lee-Gonzales-Eakin

=

j

1/2jj

j

1/2jjgj

gMy

My

))(10Aexp(B 4Cgg=

T19.26M209.2

)T0.01607M(9.379A

a

1.5a

+++

= a0.01009M(986.4/T)3.448B ++=

0.2224B2.447C =zT

pM101.4935 a3g

=

Mixing rule

Lee-Gonzales-Eakin


36/1053

Viskositas gas

0.0E+00

5.0E-03

1.0E-02

1.5E-02

2.0E-02

2.5E-02

3.0E-02

3.5E-02

4.0E-02

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Tekanan, psia

Viskositasgas,cp

T=50 oF

T=100oF

T=150oF

T=200oF

T=250 oF

SG = 0.65

Heating value Heating value dari gas adalah besarnya panas yang dihasilkan oleh

pembakaran gas secara sempurna menjadi karbon dioksida (CO2)

dan air (H2O).

Heating value gas ideal:

=j

cjjidealc LyL

Heating value real ideal:

z

LL idealcc=

2

jjj z1y1z

=

Compressibility factor padaKondisi standar p=14.696, T=60 oF


37/1053

Heating value

Net heating value (wet):

c(dry)(wet)c 0.0175)L(1L =

Gross heating value (wet):

0.90.0175)L(1L c(dry)c(wet) +=

Fraksi mol uap air dalam gas

Panas yang dilepaskan selama

Kondensasi uap air.

Joule Thomson Effect

Perubahan temperatur karena adanya penurunan tekanan

pC

VT

VT

Tp

Mp

M

=

pC

TzzTVT

p

M =

zRTpVM=


38/1053

Wet and Retrograde Gas

SEPARATORS

yiSPAnd GOR (scf/STB)

yiSTAnd GOR (scf/STB)

xiST

xiSP

Wellhead(zi)

SPoilgas

SPgasvSP )molelbmole(lb

)mole(lbf +

=

SToilgasSPoil )molelbmole(lb)mole(lb +=

SToilgas

STgasvST )molelbmole(lb

)mole(lbf

+

=

gas


39/1053

)f(1xfyx vSTiSTvSTiSTiSP +=

)f(1xfyz vSPiSPvSPiSPi +=

Ini yang dicari !!!!!

Perhitungan rekombinasi

(Diketahui yiSP dan xiST, yiST)

Prosedur 1


40/1054

Perhitungan Prosedur 1

1. Hitung lb-mole gas di ST / STO

[ ][ ]molescf/lbV

scf/STBGOR/STO)mole(lb

idm

STSTgas

=

380.7 scf/lb-mole=

2. Hitung lb-mole oil di ST / STO

[ ] bbl

5.615ft

molelb/lbM

lb/ft/STO)mole(lb

3

o

3oST

SToil

=

131.5API

141.5

w

oo +

== atau( )=

oiii

iio /Mx

Mx

Perhitungan Prosedur 13. Hitung fraksi mole gas di ST

4. Komposisi oil di SP

/STO)molelbmole(lb

/STO)mole(lbf

SToilgas

STgasvST +

=

)f(1xfyx vSTiSTvSTiSTiSP +=


41/1054


5. Hitung lb-mole gas di SP

6. Hitung fraksi mole gas di SP

[ ][ ]molescf/lbV


idm

SPSPgas

=

380.7 scf/lb-mole=

SPoilgas

SPgas

vSP )molelbmole(lb

)mole(lb

f +

=

SToilgasSPoil )molelbmole(lb)mole(lb +=


7. Hitung komposisi gas di wellstream

)f(1xfyz vSPiSPvSPiSPi +=


42/1054

Contoh: Prosedur 1A wet gas produces through a separator at 300 psia and 73oF toa stock tank at 76oF. The separator produces 69,551 scf/STBand the stock tank vents 366 scf/STB. The stock tank liquidgravity is 55.9o API. Compositions are given below. Calculate thecomposition of the reservoir gas.

No.6 Wet gas diproduksi melalui separator pada tekanan 300 psia dan

temperatur 73oF dan stock tank temperatur 76oF. Separator

memproduksi gas dengan GOR sebesar 69,551 scf/STB dan stock

tank mengeluarkan gas 366 scf/STB. Gravity oil di stock tank

adalah 55.9 oAPI. Komposisi diberikan pada tabel berikut.

Tentukan viskositas gas tersebut di reservoir pada kondisi 1500

psia dan 200 oF.


43/1054

1. Hitung lb-mole gas di ST / STO

[ ][ ]

0.8826380.7

336

molescf/lbV


idm

STSTgas ==

=

2. Hitung lb-mole oil di ST / STO

[ ]mole/STO-lb2.62165.615

100.9

47.11

bbl

5.615ft

molelb/lbM

lb/ft/STO)mole(lb

3

o

3oST

SToil ===

molelb/lb100.9M

ft-lbm/cu47.11.4)(0.755)(62

0.755131.555.9

141.5

131.5API

141.5

STO

wSTOSTO

STO

w

oo

=

===

=+

=

+==

Composition (xi) Molecular

Component Stock tank liquid Weight

(mole fraction) Mwi

C1 0.0018 16.043 0.028877

C2 0.0063 30.07 0.189441

C3 0.0295 44.097 1.300862

i-C4 0.0177 58.123 1.028777

n-C4 0.0403 58.123 2.342357

i-C5 0.0417 72.15 3.008655

n-C5 0.0435 72.15 3.138525

C6 0.0999 86.177 8.609082

C7+ 0.7193 113 81.2809

xi*Mwi

Total 1 100.9275

3. Hitung fraksi mole gas di ST

0.25192.6216)(0.8826

0.8826

/STO)molelbmole(lb

/STO)mole(lbf

SToilgas

STgasvST =+

=+

=

4. Komposisi oil di SP

0.0817030.2519)(0.0018)(1.2519)(0.3190)(0)f(1xfyx vSTSTC1,vSTSTC1,SPC1, =+=+=

Composi tion (yiSP) Composi tion (yiST) Composi tion (xiST) Molecular Composi tion (x iSP)

Component Separator gas Stock tank gas Stock tank liquid Weight Separator liquid

(mole f ract ion) (mo le f ra ct io n) (mole f ract ion) Mwi (mole fraction)

C1 0.8372 0.3190 0.0018 16.043 0.028877 0.0817

C2 0.0960 0.1949 0.0063 30.07 0.189441 0.0538

C3 0.0455 0.2532 0.0295 44.097 1.300862 0.0859

i-C4 0.0060 0.0548 0.0177 58.123 1.028777 0.0270

n-C4 0.0087 0.0909 0.0403 58.123 2.342357 0.0530

i-C5 0.0028 0.0362 0.0417 72.15 3.008655 0.0403

n-C5 0.0022 0.0303 0.0435 72.15 3.138525 0.0402

C6 0.0014 0.0191 0.0999 86.177 8.609082 0.0795

C7+ 0.0002 0.0016 0.7193 113 81.2809 0.5385

1.0000

xiST*Mwi

Total 1.0000 100.92751.00001.0000

5. Hitung lb-mole gas di SP

[ ][ ] 182.69380.7

69551

molescf/lbV

scf/STBGOR

/STO)mole(lb idm

SPSPgas ===

6. Hitung fraksi mole gas di SP

0.98122.6216])[0.8826(182.69

182.69

)molelbmole(lb

)mole(lbf

SPoilgas

SPgasvSP =++

=+

=


44/1054

7. Hitung komposisi gas di wellstream

0.82300.9812)(0.0817)(1.9812)(0.8372)(0

)f(1xfy)f(1xfyz

)f(1xfyz

vSPSPC1,vSPSPC1,vSPSPC1,vSPSPC1,C1

vSPiSPvSPiSPi

=+=

+=+=

+=

Composi tion (yiSP) Composi tion (yiST) Composi tion (xiST) Molecular Composi tion (xiSP) Composi tion

Component Separator gas Stock tank gas Stock tank liquid Weight Separator liquid Wellstream Gas

(mole f rac tion ) (mole f rac tion) (mo le f ra ct io n) Mwi (mole frac tion) (mole frac tion)

C1 0.8372 0.3190 0.0018 16.043 0.028877 0.0817 0.8230

C2 0.0960 0.1949 0.0063 30.07 0.189441 0.0538 0.0952

C3 0.0455 0.2532 0.0295 44.097 1.300862 0.0859 0.0463

i-C4 0.0060 0.0548 0.0177 58.123 1.028777 0.0270 0.0064

n-C4 0.0087 0.0909 0.0403 58.123 2.342357 0.0530 0.0095

i-C5 0.0028 0.0362 0.0417 72.15 3.008655 0.0403 0.0035

n-C5 0.0022 0.0303 0.0435 72.15 3.138525 0.0402 0.0029

C6 0.0014 0.0191 0.0999 86.177 8.609082 0.0795 0.0029

C7+ 0.0002 0.0016 0.7193 113 81.2809 0.5385 0.0103

1.0000 1.0000

xiST*Mwi

Total 1.0000 100.92751.00001.0000


Diketahui komposisi di separator

(xiSP dan yiSP)

Prosedur 2


45/105


46/1054


Diketahui komposisi gas di separator

dan komposisi gas di stock-tank

(yiSP dan yiST)

Prosedur 3

Perhitungan Prosedure 3Two-stage separator

1. Specific gravity of the surface gas

STSP

STSTSPSPg RR

RR

++

=

2. Jumlah lb-mole reservoir gas/STO

[ ][ ] [ ][ ]mole/lblbM /STBlb350.2molescf/lb380.7 scf/STBRn oilSTOoilSTOR +=

Dimana: R = RSP + RST


47/1054

Perhitungan Prosedure 3

3. Massa reservoir gas

[ ]

+

=STB

oilcuft5.615

STB

lb62.37

molescf/lb380.7

molelb

lb29

STB

scfR

m oilSTOgas

gasg

R

4. Specific gravity reservoir gas

STOSTO

STOgRRR

/M300133R

4600R

29

/nm

+

+==

Jika MSTO tidak diketahui, MSTO dihitung dengan pendekatan berikut:

STO

STOoSTO 1.008

42.43

8.8API

5954M

=

=

Once Specific Gravity is Known

Hitung Ppc dan Tpc

Jika tidak teramati dew-point Z-factor dihitung dengan persamaan dry gas jika C7+

< 4%

Atau jika wellstream gravity < 0.911

Jika dew-point, pd, diketahui

Jika p < pd hitung z-2phase menggunakanpersamaan dalam paper 20055

Jika p > pd hitung z-factor dengan persamaan dry gas


48/1054

2-phase z-Factor (SPE 20055)

Pengaruh kondensasi oilterhadap nilai z-factor


49/1054

Note: Aplikasi z-factor dry gas untuk reservoir gas retrogradeakan menghasilkan initial gas-in-place yang lebih kecil dari yangsemestinya.

PVT Test

(Fluida Gas)


50/1055

Constant Composition Expansion

(CCE)Gas

Hg

vt1

p1>>>pd

Gas

Hg

vt2

p2>pd

Gas

Hg

vt3=vd

p3=pd

Gas

Hg

vt4

p4


51/1055

Constant Volume Depletion

(CVD)

Gas

Hg

p1=pd

Gas

Hg

p2


52/1055

Oil Properties

Diagram Fasa Black Oil


53/1055

Properties Black Oil Yang Diperlukan Dalam

Perhitungan Teknik Reservoir

Formation volume factor of oil (Bo)

Total formation volume factor of oil (Bt)

Solution gas oil ratio (Rs)

Coefficient of isothermal compressibility (Co)

Properties Black Oil Yang Diperlukan Dalam

Perhitungan Teknik Reservoir

Coefficient of isobaric thermal expansion (o)

Oil viscosity (o)

Interfacial tension


54/105


55/1055

Definisi

Formation volume factor of oil (Bo)

Definisi


56/1055

Bentuk Secara Umum Kurva Bo

Tekanan Reservoir

Bo

Temperatur reservoir = konstan

Pb 1

Solution Gas Oil Ratio (Rs)

Berapa banyak gas yang terlarut dalam

setiap satuan volume oil

Rs dipengaruhi oleh tekanan


57/1055

Bentuk Secara Umum Kurva Rs

Total Formation Volume Factor (Bt)


58/1055

Definisi Bt

Disebut juga two-phase formation volume

factor

)R(RBBB ssbgot +=

Units

Bbl/STB + bbl/SCF * (SCF/STB)

Bentuk Secara Umum Kurva Bt


59/105


60/1056

Oil Viscosity

Ukuran dari hambatan untuk mengaliryang ditimbulkan oleh fluida itu sendiri

Property ini disebut dynamic viscosity danmemiliki satuan

Centipoise = g mass / 100 sec cm

Kinematic viscosity adalah viscosity /density dengan satuan

Centistokes = centipoise / g / cc


61/1056

Needs of Crude Oil Viscosity

Perhitungan two-phase flow

Perencanaan gas-lift dan pipa

Perhitungan oil recovery baik pada

tahapan natural depletion, dan enhanced

oil recovery seperti waterflooding, thermalrecovery, dan gas injection


62/1056

Hubungan Oil Viscosity dengan Tekanan

Properties of Black Oil from

Field Data


63/1056

Analisa Trend Produksi

Trend produksi gas

Dissolved gas

Dissolved dan free gas

Trend tekanan

Penentuan tekanan bubble point

Adjustment of surface gas data

Separator


64/1056

Trend Produksi

Trend Produksi


65/1056

EXAMPLE: INITIAL GAS OIL RATIO

Kurva GOR vs Date

Blok II

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

900.00

1,000.00

1,100.00

1,200.00

J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0 J an -0 0

Date

GOR(Scf/STB)

Kurva GOR vs Date

Blok III

0.0050.00

100.00150.00200.00

250.00300.00350.00

400.00450.00

500.00550.00600.00

650.00700.00750.00

800.00

850.00900.00

950.00

1,000.001,050.00

1,100.001,150.00

1,200.001,250.001,300.00

1,350.001,400.00

J un -3 1 M ar -3 4 D e c- 36 S e p- 39 J un -4 2 M ar -4 5 N ov -4 7 A ug -5 0 M ay -5 3 F eb -5 6

Date

GOR(Scf/STB)

210V

210III

170II

Initial GOR SCF/STBBlok

Kurva GOR vs Date

Blok V

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

900.00

1,000.00

1,100.00

1,200.00

Mar-34 Aug-35 Dec-36 Apr-38 Sep-39 Jan-41

Date

GOR(Scf/STB

Rsi Rsi

Rsi

GasOilRatio,

SCF/STB

GasOilRatio,

SCF/STB

GasOilRatio

,SCF/STB

Date Date

Date

BLOK II BLOK III

BLOK V

Time (Date)

GasOilRatioSC(ft3/bbl)

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

Time (Date)

WellBottom-holePressur

e(psi)

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

0

500

1,000

1,500

2,000

Example:

Production Trendabove and below

Bubble Point

Pressure


66/105


67/1056

Adjustment of Surface Gas Data

(Alternative)

Equation (B-6 Appendix B Mc-Cain)

Units:tekanan [=] psiatemperatur [=] oFsolution gas oil ratio [=] SCF/STB

Laboratory PVT Study Black

Oil


68/105


69/105


70/105


71/1057

Penentuan PbExample 10-1:

Total or relative volume

Pressure

Above Pb

Below PbPb

Penentuan CoExample 10-1:


72/105


73/105


74/1057

Optimasi Kondisi Separator

Perbandingan antara sistem separator 1-

dan 2-stages (volatile oil)


75/105


76/105


77/1057

Contoh Hasil

Differential Separation Test

Contoh Separation Test

Separator Separator Separator Stock Tank Stock Tank Shrinkage Specific Specific

Pressure Temperature Gas/Oil Ratio Gas/Oil Ratio Gravity Factor Volume Gravity

PSI GaugeoF SCF/STB SCF/STB

oAPI @ 60

oF VR/VSAT VSAT/VR Flasher

0 75 1206 45.6 0.5456 1.833 0.942

50 74 1011 35 48.1 0.5872 1.703

100 75 950 68 48.5 0.5949 1.681

200 73 875 134 48.5 0.5974 1.674


78/1057

Penghalusan Data Flash

Berdasarkan pengamatan relative volume vs

tekanan, hitung parameter Y sebagai berikut:

=

1VV

P

P)(PY

sat

b

Buat grafik Y terhadap P dalam skala

Cartesian dan buat persamaan linear Y

sebagai fungsi PbPaY +=

Hitung kembali harga volume relative

V/Vsat dengan persamaan berikut:

Penghalusan Data Flash

2b

sat bPaP

P)(P1

V

V

+

+=


79/105


80/1058

Penghalusan Data Differential

Tentukan harga V/VR

=

R

sat

satR V

V

V

V

V

V

Hasil Tes Flash Vaporization


81/105


82/1058

Perbandingan Hasil Flash

Vaporization

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Tekanan, P, psi

V/VSAT

Before Smoothing

After Smoothing

Hasil Tes Differential Liberation

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

0 2000 4000 6000 8000

Tekanan, P, psi

V/VR


83/105


84/105


85/105


86/1058

Analisa Hasil PVT

Penentuan Oil Formation Volume Factor Gabungan

=

odb

ofbodo B

BBB

=

odb

ofb

sdsdbsfbs B

B)R(R-RR

Penentuan Solution Gas Oil Ratio Gabungan

Black Oil Correlations


87/1058

Bubble Point Pressure

Korelasi Standing

( )API

X0.83gsbb

0.0125T0.00091X

1.410/R18.2p

=

=

Pb = Bubble point pressure, psia

Rsb = Solution gas oil ratio, SCF/STB

T = Temperature, oF

API = Stock-tank oil gravity, oAPIg = gas gravity

Example 1.12:

Your recently completed well is producing 40.3o

API oil and 0.756 specific gravitygas at 1000 scf/STB. Producing gas-oil ratio has remained constant, so you believe

reservoir pressure is above the bubble point pressure of the reservoir oil. Estimate

bubble-point pressure given that reservoir temperature is 205oF.

Solution 1.12:

3.40=API

756.0=g

STBscfRsb /1000=

FT o205=

3172.0)3.40(0125.0)205(00091.00125.000091.0 === APITX

( )[ ]( )[ ]psia

Rp X

gsbb

9.3391

4.110756.0/10002.18

4.110/2.18

3172.083.0

83.0

=

=

=


88/105


89/105


90/1059

Saturated Oil Compressibility

=P

R

B

1

P

B

B

1c s

g

o

oo

Co = Oil compressibility, 1/psiRs = Solution gas oil ratio, SCF/STBP = Pressure, psiaBg = Gas formation volume factor, SCF/RB

Dead Oil Viscosity

Kartoatmodjo-Schmidt Correlation

[ ]26.97185.7526logTX

Tlog1016 2.8177-XAPI8

oD

=

=

oD = Dead oil viscosity, cpT = Reservoir temperature, oF

API= stock-tank oil gravity, oAPI


91/105


92/105


93/105


94/1059

Pengambilan Contoh Fluida Reservoir

TUJUAN

Mengetahui teknik pengambilan fluida reservoir

untuk analisa fluida reservoir. Hasil analisa

digunakan untuk:

- Perhitungan cadangan minyak dan/atau gas

- Perkiraan potensi dan produksi sumur

- Perencanaan jenis dan ukuran fasilitas permukaan,

- Pemilihan metode pengangkatan sekunder

dan/atau EOR, dan

- Simulasi reservoir.

Metode

Metode pengambilan langsung di bawah permukaan

(Direct Subsurface Sampling)

Metode rekombinasi permukaan (Surface

Recombination Sampling)

Metode aliran-terpisah (Split-stream Sampling)


95/105


96/1059

Pertimbangan Dalam Pemilihan

Metode Pengambilan Contoh Fluida

Volume yang diperlukan untuk analisa,

Jenis fluida reservoir,

Tahapan pengembangan reservoir, dan

Design sumur dan proses di permukaan.

Jenis-jenis Metode Untuk Pengambilan Fluida

Reservoir

Metode pengambilan langsung di bawah

permukaan (direct subsurface sampling)

Metode rekombinasi permukaan (surface

recombination sampling)


97/1059

Metode Pengambilan Langsung Di Bawah

Permukaan (Direct Subsurface Sampling)

1. Beberapa pertimbangan menggunakan bottom-hole sampling

adalah:

Tekanan alir dasar sumur saat pengambilan contohTekanan alir dasar sumur saat pengambilan contohfluida lebih besar dari tekanan jenuh.fluida lebih besar dari tekanan jenuh.

Peralatan yang digunakan tidak memiliki kesulitan untukPeralatan yang digunakan tidak memiliki kesulitan untukmenurunkan tabung sampel ke kedalaman yangmenurunkan tabung sampel ke kedalaman yangdiingidiinginnkan dan menariknya kembali ke permukaan.kan dan menariknya kembali ke permukaan.

Volume fluida yang diperlukan untuk analisa relatifVolume fluida yang diperlukan untuk analisa relatifkecil (beberapa liter).kecil (beberapa liter).

Akan dilakukan kajian tentangAkan dilakukan kajian tentang asphalteneasphaltene..

Pengambilan sampel PVT dengan metode

subsurface


98/1059



2.2. Pengambilan contoh fluida di dasarPengambilan contoh fluida di dasar

sumur dilakukan dengan dua cara,sumur dilakukan dengan dua cara,

yaitu:yaitu:

Sumur ditutup.

Sebaiknya dilakukan untuk kasus-

kasus dimana produksi dengan

laju sekecil apapun menyebabkan

tekanan turun dibawah tekanan

jenuh.

Jika kondisinya seperti Gambar 3dimana tekanan pada zona

minyak dibawah tekanan jenuh

maka metode bottom-hole

samplingtidak dapat dilakukan.

Gambar 2. Profil tekanan selamapenutupan sumursebagianzona oil tekanannya lebih daritekanan jenuh.

Gambar 3. Profil tekanan selamapenutupan sumursebagianzona oil tekanannya kurang daritekanan jenuh.



Sumur dibuka dengan laju alir yang kecil (bleedrate).

Cara untuk memastikan apakah aliran stabil atau tidak,

dapat dilihat dari:

- laju alir gas dan minyak yang stabil,

- tekanan kepala sumur yang stabil,

- tekanan dasar sumur yang stabil.

Ada tiga teknik yang dilakukan untuk mengambil contoh

fluida pada kondisi ini, yaitu formation tester, DST tools,danproduction tools.


99/105


100/105


101/10510

Metode Rekombinasi Permukaan (Surface


Laju alir serendah mungkin

Kondisi stabil yang ditandai oleh

Contoh fluida diambil dari separator dengan tekanan tertinggi jika

sistem produksi menggunakan beberapa tingkat separator

Contoh liquid dan gas diambil pada waktu yang bersamaan

gas-oil-ratio juga perlu dicatat pada saat pengambilan sampel

pengukur gas dan liquid harus dikalibrasi dengan benar

injeksi chemical (glycol, methanol, atau wax inhibitor) sebelumseparator harus dihentikan, dan diberikan rentang waktu untuk

memastikan chemical tersebut sudah tidak ada dalam fluida

produksi sebelum dilakukan sampling.

Hal-hal yang perlu diperhatikan pada pengambilan contohfluida dengan metode ini adalah sebagai berikut:



Ada tiga metode untuk

pengambilan contoh fluida fasa

gas di separator, yaitu:

1.1. menggunakan tabungmenggunakan tabung

silinder yang divakumkan,silinder yang divakumkan,

((recommendedrecommended))

2.2. menggunakan kontainermenggunakan kontainer

yang dibersihkan denganyang dibersihkan dengan

mengalirkan gas darimengalirkan gas dari

separator kedalamnya,separator kedalamnya,

3.3. menggunakan kontainermenggunakan kontainer

yang diisi brine sebelumnyayang diisi brine sebelumnya

Gambar 7. Skema metode pengambilandengan gas sampling vacuum.


102/10510



Skema peralatan untuk pengambilan sampel

minyak di separator ditunjukkan oleh

Gambar 8. Yang perlu diperhatikan adalah:

semua sambungan dan pipa yangdigunakan untuk mengalirkan fluidaselama pengambilan sampel harusdilakukan conditioning dengansebelumnya mengalirkan minyak dariseparator selama beberapa waktu untuk

menghindari kontaminasi oleh udara. Jika sampel mengandung air maka air

ini perlu dipisahkan terlebih dahulu dilab sebelum dilakukan rekombinasi. Gambar 8 Skema metode

pengambilan contohminyak di permukaan.

Metode-metode yang digunakan dalam mengambil contoh minyak di

separator adalah:

1. metode pendesakan oleh mercury (mercury displacement method)

2. piston bottle displacement method

3. separator gas displacement method

4. gas displacement method

5. water displacement method




103/105


104/10510

Fluid Sampling Considerations

Bottomhole sampling using RFT/MDT or similar type

with zero/low shock sampling

Drain ValveTransport

Valve

ThrottledSeal Valve

FlowlineRecycle Valve

Hydrostatic

Mud Pressure

Fluid Sampling ConsiderationsOptimum condition for surface fluid sampling

retrograde gas reservoir:


105/105

chapter iii - fluid properties.pdf

Documents