View
245
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
6/105
Diagram fasa Single Component
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
Diagram fasa Single Component
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
7/105
Diagram fasa Single Component
Pressure-Volume
Pressure
Specific volume
C
1
2 23
Liquid dan gas
Liquid
GasBu
bble
-po
intli
ne D
ew-pointline
Diagram fasa Single Component
Density-Temperature
De
nsity
Specific volume
C
Saturatedliquid
Satura
tedvap
or
Meandensity
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
Vapor Pressure Single Component
VMg >> VML, persamaan Clapeyron menjadi:
Mg
vv
TV
L
dT
dp=
Persamaan gas ideal
RTVp Mgv =
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
9/105
Vapor Pressure Single Component
Menggabungkan dua persamaan sebelumnya
(persamaan Clapeyron dan persamaan gas
ideal), diperoleh
2vvv
RT
Lp
dT
dp=
Persamaan ini dikenal sebagai persamaan
Clausius-Clapeyron
Vapor Pressure Single Component
Integrasi persamaan Clausius-Clapeyron,
maka didapat:
CT
1
R
Llnp vv +
=
atau
=
21
v
v1
v2
T1
T1
RL
ppln
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
10/105
Cox chart Vapor pressure chart
Vapo
rpressureskalalogaritmik
Temperature skala nonlinear
Mw
Normal Paraffin
Cox chart untuk komponen hidrokarbon
Source: McCain, Petroleum Fluids.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
11/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
+=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
Kondisi awaldi reservoir
Wet gas
Kondisi didasar sumur
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
22/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
23/1052
Diagram fasa volatile oil
Tekanan
Temperatur
Kondisi awaldi reservoir
Kondisi didasar sumur
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
==
Kompresibilitas gas isothermal
TA
TB
PA
P1
P2
V1 V2
VAVE=(V1+V2)/2
( )( )12
12
AVET,Pg PP
VV
V
1C
AA
=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
33/1053
Kompresibilitas gas isothermal
Ideal Gas
p
V
V
1cg
=
=
2g p
nRT
nRT
p-c
p
1cg=
2T p
nRT
P
VnRT;PV =
=
Kompresibilitas gas isothermal
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
==
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
34/1053
Kompresibilitas gas isothermal
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
39/1053
)f(1xfyx vSTiSTvSTiSTiSP +=
)f(1xfyz vSPiSPvSPiSPi +=
Ini yang dicari !!!!!
Perhitungan rekombinasi
(Diketahui yiSP dan xiST, yiST)
Prosedur 1
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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 +=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
41/1054
Perhitungan Prosedur 1
5. Hitung lb-mole gas di SP
6. Hitung fraksi mole gas di SP
[ ][ ]molescf/lbV
scf/STBGOR/STO)mole(lb
idm
SPSPgas
=
380.7 scf/lb-mole=
SPoilgas
SPgas
vSP )molelbmole(lb
)mole(lb
f +
=
SToilgasSPoil )molelbmole(lb)mole(lb +=
Perhitungan Prosedur 1
7. Hitung komposisi gas di wellstream
)f(1xfyz vSPiSPvSPiSPi +=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
43/1054
1. Hitung lb-mole gas di ST / STO
[ ][ ]
0.8826380.7
336
molescf/lbV
scf/STBGOR/STO)mole(lb
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 =++
=+
=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
Perhitungan rekombinasi
Diketahui komposisi di separator
(xiSP dan yiSP)
Prosedur 2
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
45/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
46/1054
Perhitungan rekombinasi
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
48/1054
2-phase z-Factor (SPE 20055)
Pengaruh kondensasi oilterhadap nilai z-factor
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
51/1055
Constant Volume Depletion
(CVD)
Gas
Hg
p1=pd
Gas
Hg
p2
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
52/1055
Oil Properties
Diagram Fasa Black Oil
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
54/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
55/1055
Definisi
Formation volume factor of oil (Bo)
Definisi
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
57/1055
Bentuk Secara Umum Kurva Rs
Total Formation Volume Factor (Bt)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
59/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
62/1056
Hubungan Oil Viscosity dengan Tekanan
Properties of Black Oil from
Field Data
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
64/1056
Trend Produksi
Trend Produksi
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
66/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
68/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
69/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
70/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
71/1057
Penentuan PbExample 10-1:
Total or relative volume
Pressure
Above Pb
Below PbPb
Penentuan CoExample 10-1:
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
72/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
73/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
74/1057
Optimasi Kondisi Separator
Perbandingan antara sistem separator 1-
dan 2-stages (volatile oil)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
75/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
76/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
+
+=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
79/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
80/1058
Penghalusan Data Differential
Tentukan harga V/VR
=
R
sat
satR V
V
V
V
V
V
Hasil Tes Flash Vaporization
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
81/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
83/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
84/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
85/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
=
=
=
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
88/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
89/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
91/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
92/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
93/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
95/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
98/1059
Metode Pengambilan Langsung Di Bawah
Permukaan (Direct Subsurface Sampling)
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.
Metode Pengambilan Langsung Di Bawah
Permukaan (Direct Subsurface Sampling)
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
99/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
100/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
101/10510
Metode Rekombinasi Permukaan (Surface
Recombination Sampling)
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:
Metode Rekombinasi Permukaan (Surface
Recombination Sampling)
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.
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
102/10510
Metode Rekombinasi Permukaan (Surface
Recombination Sampling)
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
Metode Rekombinasi Permukaan (Surface
Recombination Sampling)
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
103/105
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
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:
7/26/2019 Chapter III - Fluid Properties.pdf
105/105
Recommended