7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
1/39
GAS-CONDENSATE RESERVOIR
Reservoir Gas condensate memiliki tekanan > 2000 psia dan temperatur dibawah 100F
dan memungkinkan untuk memiliki temperatur dan tekanan yang lebih tinggi lagi selama
proses pengembunan.
Pada umumnya gas-condensate reservoirs memiliki tekanan antara 3000 sampai 6000
psia dan memiliki temperatur antara 200 sampai 400 F. Batas ini memiliki komposisi
yang luas dan bervariasi, terjadi dalam kondisi yang bervariasi untuk kelakuan fisik dari
cadangan-cadangan condensate, penekankan study ini adalah penelitian dalam setiap
kasus yang bertujuan untuk memilih cara yang terbaik dari pengembangan dan
pengoperasian reservoir tersebut.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
2/39
Table 2.1Mole Composition and Other Properties of Typical Reservoir Fluids
Component Crude Oil Gas Condensate Dry Gas
C1
C2
C3
C4
C5
C6
Cn+
Mol, wt Cn+
GOR, scf/STB
Tank-oil gravity,oAPI
53.45
6.36
4.66
3.79
2.74
3.41
25.59
100
247
1078
34.5
87.01
4.39
2.29
1.08
0.83
0.60
3.80
100
112
18200
60.8
95.85
2.67
0.34
0.52
0.08
0.12
0.42
100
157
105000
54.7
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
3/39
Figure 2.1 Pressure-Temperature diagram for a gas-condensate fluid
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
4/39
Figure 2.1 adalah Pressure-Temperatur diagram untuk typical gas-condensate fluid.
Ri adalah keadaan awal reservoir dan Ra adalah keadaan saat abandon. S
menunjukan sebagai kondisi permukaan (separator).
Saat kondisi awal pada reservoir (Ri) fluidnya adalah gas. Selama fluida reservoir
diproduksi, tekanan seluruh reservoir akan menurun. Garis RiRa menunjukan
perjalanan fluida kepermukaan yang mengalami kondensasi retograde yakni fluida
berwujud gas dan cairan yang suatu saat akan mencapai maksimum kemudian
dengan penurunan tekanan lebih lanjut kondisi fluida kepermukan (Ri) adalah
berwujud gas, sehingga reservoir tersebut reservoir condensate retrograde. Reservoir
ini dikenal sebagai gas-condensate reservoir, dan fluida reservoirnya biasa disebut
dengan gas-condensate fluids. Isothermal retrograde condensation dapat terjadi pada
temperatur antara titik kiritik Cdan cricondentherm T.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
5/39
Produksi Gas-condensate adalah diantara oil dan gas. Liquid yang
terkondensasi dipermukaan separator terkadang disebut Distilate danumumnya berwarna terang atau tidak berwarna dengan gravity lebih dari
45API.
Gas-condensate memiliki beberapa aspek diantaranya :
Adanya fasa uap di dalam reservoir .
Adanya beberapa aspek yang penting termasuk kondisi Geologi, sifat-
sifat batuan, deliverabilitas sumur, jarak sumur dan biaya sumur, pola
geometri dari sumur, dan biaya-biaya peralatan.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
6/39
2.2 KESETIMBANGAN VAPOR-LIQUID
Tes Laboratorium dalam sistem gas-condensate biasanya digunakan
untuk mencari kelakuan / sifat-sifat volumetric dari suatu sistem dalam
reservoir dan pada kondisi permukaan.
Untuk studi digunakan untuk mengetahui komposisi fasa dalam berbagai
tekanan selama depletion dari condensate reservoir. Komposisi setiap
phase dapat diperhitungkan secara eksperimental. Selain itu, the
komposisi fasa dan volume dapat diperhitungkan cukup akurat, pada
temperatur and tekanan berapa pun menggunakan data keseimbanganuap-liquid.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
7/39
Distribusi dari komponen dari sebuah sIstem antara uap dan liquid dapat ditunjukan
dengan kesetimbangan ratio K, ratio fraksi mole dari komponen dalam phasa uap
menjadi fraksi mole dari komponen dalam fasa liquid, dengan demikian:
dimana Ki= rasio kesimbangan dari komponen
yi= fraksi mol dari komponen idalam fasa uap
xi= fraksi mol dari komponen idalam fasa liquid
Nilai numeric dari rasio keseimbangan uap-liquid dari berbagai komponen petroleum
adalah fungsi dari tekanan, temperatur, dan semua komposisi dari sistem. Pada
tekanan yang rendah, efek dari komposisi sistem adalah kecil tetapi diatas 1000 psia
komposisi dari sistem sangat mempengaruhi rasio keseimbangan. Prinsip dalam
penerapan nilai Ksetiap reservoir berbeda-beda. Sangat perlu untuk menghitung nilai Ksecara fisik untuk setiap fluida reservoir.
xiyiKi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
8/39
2.2.1 Perhitungan KeseimbanganVapor-Liquid
Kegunaan dari rasio keseimbangan memberikan perhitungan padatekanan buble point, tekanan dew-point, dan bagian dari uap dan liquiddalam keseimbangan pada tekanan dan temperatur dimana kedua fasaberada. Dalam semua perhitungan, sistem dianggap dalamkeseimbangan termodinamik pada temperatur dan tekanan yang telahdiberikan.
Beberapa tata nama / simbol dibawah yang digunakan untuk perhitunganmatematika:
n= total angka dari mole dalam campuran
L= total angka dari mole liquid
V= total angka dari mole uap
Zi= fraksi mole dari komponen / dalam campuran
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
9/39
Syaratsyarat lain yang telah ditetapkan sebelumnya, menjadi:
Zi n= seluruh mole dari / dalam total campuran
xi L = mol dari / dalam liquid pada kesetimbangan
yi V = mol dari / dalam uap pada kesetimbangan
Mempertimbangkan bentuk pemisah (Fig. 2.2). Material balance dari sistemmemberikan:
n = L + V (2.2)Material Balance pada komponen kei
Zi n = xi L + yi V (2.3)
Mengeliminasi yidari Persamaan 2.1 dan 2.3,Zi n = xi L + xi Ki V
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
10/39
atau
(2.4)
Pada kesetimbangan, fraksi mole dari komponen dua fasa harus berjumlah:
xi= 1 (2.5)
yi= 1 (2.6)
Menggunakan Persamaan 2.5 hingga Persamaan 2.4
(2.7)
KiVL
ZinXi
1
KiVL
Zinxi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
11/39
Figure 2.2 Flow Diagram
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
12/39
Persamaan yang sama dapat menghasilkan penyelesaian komposisi darifasa uap menggunakan Persamaan 2.6
(2.8)
Perhitungan dapat disederhanakan dengan memisalkan nilai n = 1;Persamaan 2.7 dan 2.8 disederhanakan menjadi:
(2.9)
Dan
(2.10)
VKi
L Zinyi
1kiVL
Zixi
1
VKi
L
Ziyi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
13/39
Prosedur perhitungan mengguanakan proses trial-error. Sebagai contoh, bertujuan
untuk menyelesaikan Persamaan 2.9 sebuah nilai dari L harus diasumsikan. Jika L
diasumsikan sebagaixi 1.00, kemudian prosedur harus diulangi sampai nilai L
terpilih dimana yi= 1.00. Contoh dari perhitungan cepat diberikan oleh Standing.
2.2.2 Perhitungan dari Convergence Pressure
dan Equilibrium Ratios
Untuk menentukan convergence pressure, komposisi dari aliran keluar liquid
separator harus diketahui. Nilai Kdari komposisi tetap sistem akan bertemu menuju
pada sebuah nilai biasa dari unit pada beberapa tekanan tinggi (Fig. 2.3). Tekanan ini
adalah convergence pressure.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
14/39
Figure 2.3 Typical equilibrium ratios at 220 oF. Dashed lines are the idealratios.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
15/39
1. Diasumsikan fasa liquid atau buat sebuah aproksimasi. (jika tidak ada petunjuk, gunakan totalfeed composition).
2. Mengidentifikasi komponen the Hidrokarbon paling ringan yang berada pada minimal 0.1 mol
% dalam fasa liquid.
3. Menghitung berat ratarata temperatur kritik dan tekanan kritik untuk sisa komponen terberatuntuk membentuk sistem pseudo-binary. (Kegunaan utama sistem Hidrokarbon umumnyahanya untuk memperhitungkan berat rata - rata Tc).
4. Bekas letak kritis (pada Fig. 2.4) dari binary bergantung pada komponen ringan dankomponen pseudo-heavy. Saat rata-rata komponen pseudo-heavy berada diantara hingga
kondisi hidrokarbon yang asli, suatu interpolasi dari 2 critical lociharus dibuat.5. Baca convergence pressure pada temperatur yang berhubungan padanya yang diinginkanpada kondisi flash.
6. Menggunakan pkdari langkah 5, bersama dengan temperatur sistem dan tekanan sisem,dapatkan harga K untuk komponen-komponen dari Grafik convergence-pressure K yangtepat.
7. Buat perhitungan flash dengan komposisi Feed dan harga K dari langkah 6.
8. Ulangi langkah 2 sampai 7 sampai asumsi dan hitunglah pkperiksa dalam toleransi yangdapat diterima.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
16/39
Sebuah contoh dari perhitungan convergence pressure diberikan padahalaman 18-6 dari NGPSAEngineering data book.
2.2.3 Tekanan Bubble Point
Tekanan bubble-point dari sebuah sistem adalah suatu keadaan padakuantitas infinitesimal dari gas adalah dalam kesetimbangan dengankuantitas yang besar dari liquid. Dimulai dengan Persamaan 2.8, padabubble point,
V 0dan L n, menjadi
(2.11)
AtauKi Zi=1
1lim0
VKi
L
Ziny
vi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
17/39
Dengan demikian, untuk memperhitungkan tekanan bubble-point dari sebuahsistem, diperlukan perhitungan trial and error, tekanan pada Persamaan 2.11terpenuhi.
2.2.4 Tekanan Dew-Point
Pada dew point, the keadaan liquid adalah infinitesimal:
L 0 and V n, sehingga
Persamaan 2.7 menjadi
atau
(2.12)
1lim0 KiVL
Zinx
Li
1Ki
Zi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
18/39
2.3 GAS-CONDENSATE TESTING AND SAMPLING
Pengetesan yang tepat pada sumur-sumur condensate adalah hal yangdiperlukan untuk memperhitungkan secara akurat jumlah dan kondisi padareserevoir HC dan juga untuk merencanakan recovery program yang terbaik.
Test ini digunakan pada sumur condensate untuk beberapa tujuan tertentu:
Untuk mengambil sample yang akan dihitung komposisi fluida
reservoirnya dan juga menghitung propertiesnya. Untuk memperhitungkan properties dari liquid dan gas.
Untuk mengetahui formasi dan karakter dari sumur termasukproducibility dan injectivity.
Test ini sulit digunakan untuk black-oil reservoir.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
19/39
Gravity cairan dan berat molekul kondensat.
Dimana
Mo = berat molekular kondensat (tank minyak)
Yo = spesifik gravity dari kondensat (tank minyak) ( udara = 1)
Yg = spesifik gravity dari gas yang terjerat atau produksi gas dari
separator dan stock tank (udara = 1)
Rg= tekanan GOR, Mscf / kondensat bbl
oog
gg
g
o
MR
RM
GravityGasTrapGravityFluidWell
35064.2
3504.76
97.280
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
20/39
2.4.1 Perhitungan Gas Awal di Tempat dan Minyak
di Tempat untuk Reservoir Gas Kondensat
Menggunakan kondisi yang standar dari psia 14.7 dan 60F,
volume molar menjadi 379.4 cuft/mol. Sebagai dasarnya 1 bbl
dari tank minyak dan standar Rg kaki kubik dari separator atau
disamping gas, hasil dari sumur adalah
Dimana Rg adalah GOR awal di permukaan, SCF
o
gg
w
xxRM
350
4.379
97.28
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
21/39
Mol total fluida dalam 1 barrel minyak dan Rg gas CF
adalah
Jadi, spesifik gravity fluida sumur adalah Mw/ 28.97, atau
o
ogt
M
Rn 350
4.379
oog
ogg
t
ww
MR
R
n
m
/132800
4584
97.28
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
22/39
The tank oil specific gravity didapat dari API gravity of the
tank oil menggunakan persamaan
Bila berat molekul tank oil tidak diketahui, dapat digunakan
formula Craft and Hawkins:
9.5
6084
03.1
29.44
APIM
o
oo
5.131
5.141
APIo
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
23/39
2.5.1 Two-Phase Gas Deviation Factor
Faktor deviasi dua fasa gas untuk fluida yang tersisadidalam reservoir selama produksi gas-condensate dapatdihitung dari hukum gas yaitu
379,4pVz (two-phase) = ----------------
(G - Gp)RT
Jika data produksi tidak tersedia untuk memungkinkanperhitungan faktor deviasi dua fasa gas selama depletiondari reservoir gas-condensate, faktor deviasi gas dapatdiasumsikan konstan pada initial value.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
24/39
2.5.2 Condensate Material Balance
Ketika zona minyak tidak ada atau tidak perlu diperhatikan,persamaan material balance untuk reservoir gas-condensate samaseperti persamaan material balance untuk dry-gas reservoir,bersamaan dengan volumetric dan water-drive performance.
Persamaan material balance dapat ditulis sebagai berikut :
pbGp piVi p(Vi We+ BwWp)
------- = ----------------------------------
Tb ziT zT
dan G(Bg - Bgi) + We= GpBg+ BwWp
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
25/39
2.5.3 Reservoir Performance Retrogade Gas-Condensate Reservoirs
Ketika produksi awal, gas-oil ratios diantara 6000 dan 15000 scf/STB,secara normal diharapkan kelakuan retrograde selama tekanan depletionpada temperatur konstan.
Retrograde gas-condensate reservoir dapat dijumpai dengan GOR awallebih rendah dari pada 3000 scf/STB.
Perhitungan ultimate oil recovery dengan depletion dari tekanan saturasisampai 500 psia dikorelasikan dengan persamaan :
dimana
Np= produksi kumulatif stock tank oil
)(4,011,001.084,121,000.055.143
743,061.0 APITRi
Np o
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
26/39
Ri = initial separator GOR, scf/bbl stock tank oil
T = temperatur reservoir, F
API = initial stock tank oil API gravity
Separator gas in place pada tekanan saturasi dikorelasikan denganpersamaan :
dimana
G = total primary separator gas in place awal, scfp =tekanan saturasi (dew point atau bubble point), psia
Jika substansial compression diatas dew point telah terjadi, revised value(harga sebenarnya) dari minyak yang telah direcovered harus dihitungberdasarkan :
bd
o PAPIT
RiG ,
2.0
56,263.0)(831.21130.142
10043.1484.2229
)13.2.(
/)()()(
FigPlaceinOil
RinomographGnomographNrevisedN pp
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
27/39
2.6 RESERVOIR PERFORMANCE PREDICTON
Prediksi performa akan datang dari reservoir gas-condensate layak dibuat untuk menetapkan rencanapekerjaan optimasi reservoir.
Secara teori, beberapa program pekerjaan yang mungkinadalah pressure depletion tanpa bentuk sesuatu daripressure maintenance atau gas return, produksi fluidadapat melewati gasoline plant dimana cairan diperolehdan dry gas dikembalikan ke reservoir, dan reservoir
dapat diproduksikan dengan pressure depletion sampaieconomic limit pada saat pekerjaan mengembalikan gasdapat disamakan secara objektif dengan akumulasiperolehan cairan dari reservoir.
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
28/39
2.6.1 Operasi Reservoir Gas-Kondensatdengan Penurunan Tekanan
Prediksi penurunan tekanan dengan menggunakan turunan dari
data lab dan analisis Hidrokarbon
Digunakan apabila kondensat yang terbentuk selama penurunan
tekanan tidak dapat bergerak lagi.
Volume hidrokarbon awalVre = 7758 A h (1- Sw) (res BBL)
Vre = 43560 A h (1- Sw) (cu ft)
Volume gas basah awal (Gwg)
(scf)
rereb
bbrere
wgzTp
zTpVG
615.5
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
29/39
Volume kondensat
(STB)
dimana (CL)re: kandungan kondensat pada gas basah
(STB/MMscf)
reL
wg
L CG
G )(10
6
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
30/39
Recovery dari gas dan kondensat dapat diubah ke mole
dengan persamaan :
dimana
(np)wg = produksi gas basah kumulatif (lb-mol)
(Gp)wg = produksi gas basah kumulatif (scf)
379.4 = faktor peubah satuan (scf/lb-mol)
(np)L = kumulatif produksi kondensat (lb-mol)
(Gp)L = kumulatif produksi kondensat (BBL)
L = densitas rata2 dari seluruh produksi kondensat (lbm/gal)
ML = berat molekul rata2 dari seluruh produksi kondensat
(lbm/lb-mol)
L
LL
Lp
wg
wgp
M
Gpn
Gp
n
)(42)(
4.379
)(
)(
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
31/39
Gas kering atau residu yang terproduksi sampai tekanan
abandon :
Efisiensi produksi (dalam fraksi) untuk gas basah dan
kondensat :
310
)()(4.379
Lpwgp
p
nnG
L
Lp
LR
wg
wgp
wgR
G
G
E
G
GE
)(
)(
)()(
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
32/39
2.6.2. Operasi Reservoir Gas Kondensatdengan Pemeliharaan Tekanan
Pressure maintenance dari reservoir gas-kondensat dapat berupa
tenaga dorong air setelah pengurangan tekanan akibat produksi awal,
injeksi air, injeksi gas, atau kombinasi dari ketiga jenis tersebut
Pendorongan dengan Gas Kering
Tujuan : untuk menjaga tekanan reservoir tetap tinggi agar jumlah
kondensat yang terbentuk dapat diminimalkan
Metode ini dapat meningkatkan recovery dengan sangat baik, selain itu
gas injeksi dapat menggunakan produksi gas yang biasanya dibuang
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
33/39
Efisiensi
-Efisiensi Pengurasan Areal (EA)
adalah area yang tersapu oleh batas depan injeksi gas dibagi dengantotal area reservoir yang terproduksi pada awal injeksi
-Efisiensi Pola (EP)
adalah volume pori yang tersapu oleh batas depan njeksi gas dibagidengan total volume pori HC yang telah terproduksi selama prosespendorongan. EP = EA pada reservoir yang seragam ketebalan,porositas, Swi, dan permeabilitas efektifnya
-Efisiensi Invasi (EI)
adalah volume pori HC yang terinvasi (dipengaruhi atau dikenai) oleh
gas injeksi dibagi dengan volume pori HC yang tersapu oleh frontpendesakan gas injeksi
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
34/39
-Efisiensi Displacement (ED)
adalah volume pori gas HC basah yang tersapu dibagi
dengan volume HC awal sebelum proses injeksi
-Efisiensi siklus reservoir (ER)
adalah volume gas HC basah yang tersapu selama proses
penyapuan dibagi volume gas HC basah awal yang dapat
diproduksi sebelum penyapuanER= EPEIED
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
35/39
Recovery Total dari Gas dan Kondensat oleh PendoronganDengan Gas
Cycling
1. Hitung efisiensi total reservoir, dimana EPdidapat dari studi modelreservoir potensiometrik, EIdiperkirakan dengan variasi permeabilitas,EDdianggap 100% bila injeksi dilakukan pada atau diatas titik embun
2. Kumulatif produksi gas basah pada periode cycling
dimana(Gp)wgm = kumulatif produksi gas basah (scf)
Gwg = gas basah di reservoir (scf)(ER)m = efisiensi reservoir total (dari step 1)
mRwgwgmp EGG )()(
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
36/39
3. Volume kondensat yang terproduksi selama periode cycling
dimana
(CL)rem = kandungan kondensat dalam gas basah
(STB/MMscf)
610
)()(
)(
remLwgmp
Lmp
CG
G
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
37/39
Blow Down
Gas basah yang dapat diproduksi
(Gp)wgd = (Gp)wg[1-(ER)m]
dimana
(Gp)wg= produksi gas basah kumulatif sampai tekanan abandon
Dry Gas
Jumlah total gas kering yang terproduksi selama proses kombinasi
injeksi dan penurunan tekanan dapat diprediksi dengan persamaan
(np)wg dan (np)L. Hasil persamaan tersebut dibagi dengan totalproduksi gas basah menghasilkan produksi residu gas total
2.6.3 Keekonomian dari Produksi Gas
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
38/39
Kondensat
Dalam memilih metode untuk memproduksi reservoir gas kondensat
(antara penurunan tekanan dan pressure maintenance) harusmemilih yang paling ekonomis.
Hal-hal yang perlu diperhatikan saat memilih metode produksi
reservoir gas-kondensat :
1. Karakteristik fluida dan formasi reservoira) Ada/tidaknya black oil
b) Ukuran besar cadangan
c) Komposisi dan kandungan HC reservoir
d) Produktivitas dan injektivitas sumur
e) Variasi permeabilitas
f) Derajat keberadaan tenaga dorong air
7/25/2019 Reservoir Gas Kondensat.pdf
39/39
2. Pengembangan reservoir dan biaya operasi
3. Instalasi peralatan dan biaya operasi
4. Permintaan pasar untuk produk minyak dan gas5. Nilai relatif masa depan dari produk migas
6. Keberadaan dari operator lain yang memproduksi
reservoir yang sama
7. Pajak8. Resiko dan keadaan khusus (politik, kontrak kerja, dll)
9. Analisis ekonomi keseluruhan
Top Related