Reservoir Gas Kondensat.pdf 6h5w7

GAS-CONDENSATE RESERVOIR Reservoir Gas condensate memiliki tekanan > 2000 psia dan temperatur dibawah 100°F

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.

Table 2.1 Mole Composition and Other Properties of Typical Reservoir Fluids Component

Crude Oil

Gas Condensate

Dry Gas

C1 C2 C3 C4 C5 C6 Cn+

53.45 6.36 4.66 3.79 2.74 3.41 25.59 100

87.01 4.39 2.29 1.08 0.83 0.60 3.80 100

95.85 2.67 0.34 0.52 0.08 0.12 0.42 100

247 1078 34.5

112 18200 60.8

157 105000 54.7

Mol, wt Cn+ GOR, scf/STB Tank-oil gravity,oAPI

Figure 2.1 Pressure-Temperature diagram for a gascondensate fluid

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 C dan cricondentherm T.

Produksi Gas-condensate adalah diantara oil dan gas. Liquid yang terkondensasi dipermukaan separator terkadang disebut Distilate dan umumnya berwarna terang atau tidak berwarna dengan gravity lebih dari 45°API.

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.

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 keseimbangan uap-liquid.

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:

yi Ki  xi dimana Ki = rasio kesimbangan dari komponen yi = fraksi mol dari komponen i dalam fasa uap xi = fraksi mol dari komponen i dalam 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 K setiap reservoir berbeda-beda. Sangat perlu untuk menghitung nilai K secara fisik untuk setiap fluida reservoir.

2.2.1 Perhitungan Keseimbangan Vapor-Liquid Kegunaan dari rasio keseimbangan memberikan perhitungan pada tekanan buble point, tekanan dew-point, dan bagian dari uap dan liquid dalam keseimbangan pada tekanan dan temperatur dimana kedua fasa berada. Dalam semua perhitungan, sistem dianggap dalam keseimbangan termodinamik pada temperatur dan tekanan yang telah diberikan. Beberapa tata nama / simbol dibawah yang digunakan untuk perhitungan matematika: 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

Syarat – syarat 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 sistem memberikan:

n=L+V Material Balance pada komponen ke – i Zi n = xi L + yi V Mengeliminasi yi dari Persamaan 2.1 dan 2.3, Zi n = xi L + xi Ki V

(2.2)

(2.3)

atau

n Zi Xi  L  V Ki

(2.4)

Pada kesetimbangan, fraksi mole dari komponen dua fasa harus berjumlah: Σxi = 1 (2.5) Σyi = 1 (2.6) Menggunakan Persamaan 2.5 hingga Persamaan 2.4

x

i



n Zi 1 L  V Ki

(2.7)

Figure 2.2 Flow Diagram

Persamaan yang sama dapat menghasilkan penyelesaian komposisi dari fasa uap menggunakan Persamaan 2.6

 yi  

n Zi L V Ki

(2.8)

Perhitungan dapat disederhanakan dengan memisalkan nilai n = 1; Persamaan 2.7 dan 2.8 disederhanakan menjadi:

Dan

Zi  xi   L  V ki  1

 yi  

Zi L V Ki

(2.9)

1 (2.10)

Prosedur perhitungan mengguanakan proses trial-error. Sebagai contoh, bertujuan untuk menyelesaikan Persamaan 2.9 sebuah nilai dari L harus diasumsikan. Jika L diasumsikan sebagai Σxi ≠ 1.00, kemudian prosedur harus diulangi sampai nilai L terpilih dimana Σyi = 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 K dari komposisi tetap sistem akan bertemu menuju pada sebuah nilai biasa dari unit pada beberapa tekanan tinggi (Fig. 2.3). Tekanan ini adalah convergence pressure.

Figure 2.3 Typical equilibrium ratios at 220 oF. Dashed lines are the ideal ratios.

1. Diasumsikan fasa liquid atau buat sebuah aproksimasi. (jika tidak ada petunjuk, gunakan total feed composition). 2. Mengidentifikasi komponen the Hidrokarbon paling ringan yang berada pada minimal 0.1 mol % dalam fasa liquid. 3. Menghitung berat rata – rata temperatur kritik dan tekanan kritik untuk sisa komponen terberat untuk membentuk sistem pseudo-binary. (Kegunaan utama sistem Hidrokarbon umumnya hanya untuk memperhitungkan berat rata - rata Tc). 4. Bekas letak kritis (pada Fig. 2.4) dari binary bergantung pada komponen ringan dan komponen pseudo-heavy. Saat rata-rata komponen pseudo-heavy berada diantara hingga kondisi hidrokarbon yang asli, suatu interpolasi dari 2 critical loci harus dibuat. 5. Baca convergence pressure pada temperatur yang berhubungan padanya yang diinginkan pada kondisi flash. 6. Menggunakan pk dari langkah 5, bersama dengan temperatur sistem dan tekanan sisem, dapatkan harga K untuk komponen-komponen dari Grafik convergence-pressure K yang tepat. 7. Buat perhitungan flash dengan komposisi Feed dan harga K dari langkah 6. 8. Ulangi langkah 2 sampai 7 sampai asumsi dan hitunglah pk periksa dalam toleransi yang dapat diterima.

Sebuah contoh dari perhitungan convergence pressure diberikan pada halaman 18-6 dari NGPSA—Engineering data book.

2.2.3 Tekanan Bubble Point Tekanan bubble-point dari sebuah sistem adalah suatu keadaan pada kuantitas infinitesimal dari gas adalah dalam kesetimbangan dengan kuantitas yang besar dari liquid. Dimulai dengan Persamaan 2.8, pada bubble point, V → 0 dan L → n, menjadi

y Atau

i

 lim  v 0

n Zi 1 L V Ki

Σ Ki Zi = 1

(2.11)

Dengan demikian, untuk memperhitungkan tekanan bubble-point dari sebuah sistem, diperlukan perhitungan trial and error, tekanan pada Persamaan 2.11 terpenuhi.

2.2.4 Tekanan Dew-Point Pada dew point, the keadaan liquid adalah infinitesimal: L → 0 and V → n, sehingga Persamaan 2.7 menjadi

 xi  lim  L0

n Zi 1 L  V Ki

atau

Zi  Ki  1

(2.12)

2.3 GAS-CONDENSATE TESTING AND SAMPLING Pengetesan yang tepat pada sumur-sumur condensate adalah hal yang diperlukan untuk memperhitungkan secara akurat jumlah dan kondisi pada reserevoir 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 termasuk producibility dan injectivity.  Test ini sulit digunakan untuk black-oil reservoir.

Gravity cairan dan berat molekul kondensat.

Mo Well Fluid Gravity  Trap Gas Gravity 28.97  g

 76.4 R g  g  350 0   2.64 R M  350 g o o 

   

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) R’g = tekanan GOR, Mscf / kondensat bbl

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 60°F, 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

Mw 

Rg x g x 28.97 379.4

 350 o

Dimana Rg adalah GOR awal di permukaan, SCF

Mol total fluida dalam 1 barrel minyak dan Rg gas CF adalah 350 o nt   379.4 Mo Rg

Jadi, spesifik gravity fluida sumur adalah Mw / 28.97, atau

w

R g  g  4584  o mw   28.97 nt R g  132800 o / M o

The tank oil specific gravity didapat dari API gravity of the tank oil menggunakan persamaan

o

141.5   API  131.5

Bila berat molekul tank oil tidak diketahui, dapat digunakan formula Craft and Hawkins: Mo 

44.29  o 6084  1.03   o  API  5.9

2.5.1 Two-Phase Gas Deviation Factor Faktor deviasi dua fasa gas untuk fluida yang tersisa didalam reservoir selama produksi gas-condensate dapat dihitung dari hukum gas yaitu 379,4 pV z (two-phase) = ---------------(G - Gp)RT Jika data produksi tidak tersedia untuk memungkinkan perhitungan faktor deviasi dua fasa gas selama depletion dari reservoir gas-condensate, faktor deviasi gas dapat diasumsikan konstan pada initial value.

2.5.2 Condensate Material Balance Ketika zona minyak tidak ada atau tidak perlu diperhatikan, persamaan material balance untuk reservoir gas-condensate sama seperti 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

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 depletion pada temperatur konstan. Retrograde gas-condensate reservoir dapat dijumpai dengan GOR awal lebih rendah dari pada 3000 scf/STB. Perhitungan ultimate oil recovery dengan depletion dari tekanan saturasi sampai 500 psia dikorelasikan dengan persamaan : Np   0.061,743 

143.55  0.000,121,84 T  0.001,011,4 ( o API ) Ri

dimana Np = produksi kumulatif stock tank oil

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 dengan persamaan :  Ri  G  2229.4  148.43    100 

0.2



142.130  21.831 ( o API )  0.263,56 Pd ,b T

dimana G = total primary separator gas in place awal, scf p = 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 dihitung berdasarkan :

 G ( nomograph) / Ri  N p ( revised )  N p ( nomograph)   Oil in Place ( Fig . 2 . 13 )  

2.6 RESERVOIR PERFORMANCE PREDICTON Prediksi performa akan datang dari reservoir gascondensate layak dibuat untuk menetapkan rencana pekerjaan optimasi reservoir. Secara teori, beberapa program pekerjaan yang mungkin adalah pressure depletion tanpa bentuk sesuatu dari pressure maintenance atau gas return, produksi fluida dapat melewati gasoline plant dimana cairan diperoleh dan dry gas dikembalikan ke reservoir, dan reservoir dapat diproduksikan dengan pressure depletion sampai economic limit pada saat pekerjaan mengembalikan gas dapat disamakan secara objektif dengan akumulasi perolehan cairan dari reservoir.

2.6.1 Operasi Reservoir Gas-Kondensat dengan 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 awal Vre = 7758 A h Φ (1- Sw) Vre = 43560 A h Φ (1- Sw)

(res BBL) (cu ft)

Volume gas basah awal (Gwg)

G wg

5.615Vre p reTb z b  p b Tre z re

(scf)

Volume kondensat

GL 

G wg 10

6

(C L ) re

(STB)

dimana (CL)re : kandungan kondensat pada gas basah (STB/MMscf)

Recovery dari gas dan kondensat dapat diubah ke mole dengan persamaan : ( n p ) wg  (n p ) L dimana (np)wg (Gp)wg 379.4 (np)L (Gp)L ρL ML

(Gp) wg

379.4 42(Gp) L  L  ML

= produksi gas basah kumulatif (lb-mol) = produksi gas basah kumulatif (scf) = faktor peubah satuan (scf/lb-mol) = kumulatif produksi kondensat (lb-mol) = kumulatif produksi kondensat (BBL) = densitas rata2 dari seluruh produksi kondensat (lbm/gal) = berat molekul rata2 dari seluruh produksi kondensat (lbm/lb-mol)

Gas kering atau residu yang terproduksi sampai tekanan abandon :  (n p ) wg  (n p ) L  G p  379.4   3 10  

Efisiensi produksi (dalam fraksi) untuk gas basah dan kondensat :

( E R ) wg  (ER ) L 

(G p ) wg G wg

(G p ) L GL

2.6.2. Operasi Reservoir Gas Kondensat dengan 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

Efisiensi -Efisiensi Pengurasan Areal (EA) adalah area yang tersapu oleh batas depan injeksi gas dibagi dengan total area reservoir yang terproduksi pada awal injeksi

-Efisiensi Pola (EP) adalah volume pori yang tersapu oleh batas depan njeksi gas dibagi dengan total volume pori HC yang telah terproduksi selama proses pendorongan. 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 front pendesakan gas injeksi

-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 penyapuan ER = EP EI ED

Recovery Total dari Gas dan Kondensat oleh Pendorongan Dengan Gas

• Cycling 1. Hitung efisiensi total reservoir, dimana EP didapat dari studi model reservoir potensiometrik, EI diperkirakan dengan variasi permeabilitas, ED dianggap 100% bila injeksi dilakukan pada atau diatas titik embun

2. Kumulatif produksi gas basah pada periode cycling

dimana (ΔGp)wgm Gwg (ER)m

(  G p ) wgm  G wg ( E R ) m = kumulatif produksi gas basah (scf) = gas basah di reservoir (scf) = efisiensi reservoir total (dari step 1)

3. Volume kondensat yang terproduksi selama periode cycling

dimana (CL)rem

( G p ) Lm  =

( G p ) wgm (C L ) rem 10 6

kandungan kondensat dalam gas basah (STB/MMscf)

Blow Down Gas basah yang dapat diproduksi (ΔGp)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 total produksi gas basah menghasilkan produksi residu gas total

2.6.3 Keekonomian dari Produksi Gas Kondensat

Dalam memilih metode untuk memproduksi reservoir gas kondensat (antara penurunan tekanan dan pressure maintenance) harus memilih yang paling ekonomis. Hal-hal yang perlu diperhatikan saat memilih metode produksi reservoir gas-kondensat : 1. Karakteristik fluida dan formasi reservoir a) 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

2. Pengembangan reservoir dan biaya operasi 3. Instalasi peralatan dan biaya operasi 4. Permintaan pasar untuk produk minyak dan gas 5. Nilai relatif masa depan dari produk migas 6. Keberadaan dari operator lain yang memproduksi reservoir yang sama 7. Pajak 8. Resiko dan keadaan khusus (politik, kontrak kerja, dll) 9. Analisis ekonomi keseluruhan