Reservoir Gas Kondensat.pdf

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.


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


3/39

Figure 2.1 Pressure-Temperature diagram for a gas-condensate fluid


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.


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.


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.


7/39

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


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


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


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


11/39

Figure 2.2 Flow Diagram


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


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.


14/39

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


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.


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


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


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.


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


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


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


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


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.


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


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


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


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.


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


29/39

Volume kondensat

(STB)

dimana (CL)re: kandungan kondensat pada gas basah

(STB/MMscf)

reL

wg

L CG

G )(10

6


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

)(

)(


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

)(

)(

)()(


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


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


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


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 )()(


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


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


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


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

Documents

Reservoir Gas Kondensat.pdf