![Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/korelasi-karakteristik-fluida-reservoir.jpg)
13 0 800 KB
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 1 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir KORELASI KARAKTERISTIK FLUIDA RESERVOIR
1. TUJUAN Memperoleh : 1.
Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs)
2.
Faktor volume formasi minyak (Bo)
3.
Kompresibilitas minyak (co)
4.
Kelarutan gas alam di dalam air (Rsw)
5.
Faktor Volume Formasi air (Bw)
6.
Kompresibilitas air (cw)
7.
Berat jenis (SG) gas bebas (γgf) dan gas terlarut (γgd)
8.
Kerapatan jenis (density) minyak (ρo)
9.
Kerapatan jenis (density) air (ρw)
10. Kerapatan jenis (density) gas (ρg) 11. Faktor deviasi gas (Z) 12. Viskositas minyak (µo) 13. Viskositas air (µw) 14. Viskositas emulsi (µE) 15. Viskositas gas (µg) 16. Tegangan permukaan gas-minyak (σo) 17. Tegangan permukaan gas-air (σw) 18. Tekanan titik jenuh (Pb)
2. METODE DAN PERSYARATAN Korelasi-korelasi ini digunakan untuk memperoleh besaran yang tidak tersedia dalam hasil analisa laboratorium atau kalau hasil analisa laboratorium itu meragukan.
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 2 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3. LANGKAH KERJA 3.1. PENENTUAN PERBANDINGAN MINYAK DAN GAS TERLARUT, Rs (SCF/STB) 3.1.1. Korelasi Lasater (untuk oAPI > 15) 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P ≤ Pb) • Temperatur reservoir (T) • SG gas pada kondisi standar (γgsc) • Derajat API minyak (oAPI) 2. Hitung harga
Pb γ sgc T
.
3. Tentukan harga γg dari Gambar 1a berdasarkan harga pada langkah 2. 4. Berdasarkan harga derajat API minyak, tentukan berat molekul efektif minyak stocktank (Mo) dari Gambar 1b. 5. Tentukan harga Rs dari persamaan :
(379.3)(350)γ osc γ g Rs = M o 1 − γ g
(1)
3.1.2. Korelasi Lasater (untuk oAPI < 15) 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P) • Temperatur reservoir (T) • SG gas pada kondisi standar (γgsc) • Derajat API minyak (oAPI) 2. Hitung harga Rs dari persamaan : 1
10 0.0125( API ) 0.83 Rs = γ sgc 0.00091(T ) 10 o
Manajemen Produksi Hulu
(2)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 3 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.2. PENENTUAN FAKTOR VOLUME FORMASI MINYAK (Bo) 3.2.1. Undersaturated Faktor Volume Formasi Minyak 1. Siapkan data : • Tekanan titik jenuh (Pb) • Tekanan (P) • faktor volume formasi minyak pada titik jenuh (Bob) • Kompresibilitas minyak (co) 2. Tentukan harga Bo dari persamaan :
Bo = Bob exp[C o (Pb − P )]
(3)
3.2.2. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Standing 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dari persamaan :
Bob = 0.9759 + 12 × 10 −5 [C Bob ]
1.2
0.5
C Bob
γ g = Rs γo
γo =
141.5 131.5 + o API
+ 1.25T
3.2.3. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Vazquez-Beggs 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity, oAPI 2. Tentukan harga Bob dari persamaan : Manajemen Produksi Hulu
(4) (5)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 4 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
o API o API + c R (T − 60) Bob = 1 + c1 Rs + c 2 (T − 60) γ 3 s γ g g
(6)
Untuk oAPI ≤ 30 c1 = 4.677 × 10-4 ; c2 = 1.75 × 10-5 ; c3 = 1.811 × 10-8 Untuk oAPI >30 c1 = 4.67 × 10-4 ; c2 = 1.1 × 10-5 ; c3 = 1.337 × 10-9 3.2.4. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Glaso 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dari persamaan :
Bob = 1 + 10 X
(7)
X = 2.91329[log(Bobs )] − 6.58511 − 0.27683[log(Bobs )]
2
0.526
Bobs
γg = Rs γo
γo =
141.5 131.5 + o API
(8)
+ 0.968T
(9)
3.2.5. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Al-Marhoun 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dari persamaan :
Bob = 0.497069 + 8.62963 × 10 −4 (T + 459.67) + 1.82594 × 10 −3 F + 3.18099 × 10 − 4 (T + 459.67) Manajemen Produksi Hulu
(10)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 5 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
F = Rs
γo =
0.74239
γ g 0.323294 γ o 1.20204
(11)
141.5 131.5 + o API
3.2.6. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Dokla-Osman 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dari persamaan :
Bob = 4.31935 × 10 −2 + 1.56667 × 10 −3 (T + 459.67) + 1.39775 × 10 −3 F
(12)
+ 3.80525 × 10 −6 (T + 459.67)
F = Rs
γo =
0.773572
γ g 0.40402 γ o −0.882605
(13)
141.5 131.5 + o API
3.2.7. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Obomanu 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dari persamaan : Untuk oAPI ≤ 30
γ g (T + 459.67) Rs Bob = 1.0232 + 1.065 × 10 + 1.8 5.6145832 γ o −4
Manajemen Produksi Hulu
0.79
(14)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 6 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Untuk oAPI > 30
Bob = 0.3321 + 7.88374 × 10 − 4 + 2.0855 × 10
−3
γg Rs + 2.335 × 10 −3 γo 5.6145832
(T + 459.67) 1.8
(15)
3.2.8. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Farshad 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dengan persamaan :
Bob = 1 + 10 X
(16)
X = −2.6541 + 0.551[log( F )] + 0.331[log( F )]
2
F = Rs
γo =
0.5956
γ g 0.2369γ o −1.3282 + 0.0976T
(17) (18)
141.5 131.5 + o API
3.2.9. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dengan persamaan : Bob = 0.98496 + 0.0001F 1.5
F = Rs
γo = Manajemen Produksi Hulu
0.755
γ g 0.25γ o −1.5 + 0.45T
141.5 131.5 + o API
(19) (20)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 7 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.2.10. Saturated Faktor Volume Formasi Minyak Korelasi Abdul Majeed 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity (γo) 2. Tentukan harga Bob dengan persamaan : Bob = 0.9657876 + 4.8141x10 −5 F − 6.8987 × 10 −10 F 2 + 7.73 × 10 −4 T
F = Rs γ g 1.2
γo =
−0.147
γ o −5.222
(21) (22)
141.5 131.5 + o API
3.3. PENENTUAN KOMPRESIBILITAS MINYAK (co) 3.3.1. Undersaturated Kompresibilitas Minyak Metode Vazquez-Beggs 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Tekanan (P), psia • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity, oAPI 2. Tentukan co dengan persamaan :
co =
(
5 Rs − 1433 + 17.2T − 1180(γ g ) − 12.61 o API
)
1 × 10 P 5
3.3.2. Undersaturated Kompresibilitas Minyak Metode Petrosky-Farshad 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Tekanan (P), psia • Gas gravity (γg) Manajemen Produksi Hulu
(23)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 8 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir • Stock tank oil gravity, oAPI 2. Tentukan co dengan persamaan :
co = 1.705 × 10 −7 Rs
(
0.6957 o
API
)
0.3272
T 0.6729γ g
0.1885
P −0.5906
(24)
3.3.3. Undersaturated Kompresibilitas Minyak Metode Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Perbandingan kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB • Temperatur (T), oF • Tekanan (P), psia • Gas gravity (γg) • Stock tank oil gravity, oAPI 2. Tentukan co dengan persamaan :
co = 6.8257 × 10 −6 Rs
(
0.5002 o
API
)
0.3613
T 0.76606γ g
0.35505
P −1
(25)
3.4. PENENTUAN KELARUTAN GAS DALAM AIR FORMASI (Rsw) 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P), psia • Temperatur reservoir (T), oF • Persen berat padatan (S), % 2. Kelarutan gas dalam air formasi dihitung menggunakan persamaan :
Rsw = A + BP + CP 2
(26)
dimana :
A = A0 + A1T + A2T 2 + A3T 3
(27)
dimana : A0 = 8.15839; A1 = -6.12265 × 10-2; A2 = 1.91663 × 10-4; A3 = -2.1654 × 10-7 dimana :
B = B0 + B1T + B2T 2 + B3T 3 dimana : B0 = 1.01021 × 10-2; B1 = -7.44241 × 10-5; B2 = 3.05553 × 10-7; Manajemen Produksi Hulu
(28)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 9 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir B3 = -2.94883 × 10-7
[
]
C = C 0 + C1T + C 2T 2 + C3T 3 + C 4T 4 × 10 −7
(29)
dimana : C0 = -9.02505; C1 = 0.130237; C2 = -8.53425 × 10-4; C3 = 2.34122 × 10-6; C4 = -2.37049 × 10-9 3. Pengaruh salinitas pada kelarutan gas dalam air formasi dihitung dengan persamaan :
R log w Brine = −0.0840655ST −0.285854 Rsw PureWater
(30)
3.5. PENENTUAN FAKTOR VOLUME FORMASI (Bw) 3.5.1. Korelasi Gould 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P), psia • Temperatur reservoir (T), oF 2. Tentukan Bw dari persamaan : 2
Bw = 1.0 + 1.2 × 10 −4 Tx + 1.0 × 10 −6 Tx − 3.3 × 10 −6 P
(31)
Tx = T – 60 3.5.2. Korelasi Mc.Cain 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P), psia • Temperatur reservoir (T), oF 2. Tentukan harga ∆VWT dari Gambar 3 berdasarkan harga T. 3. Tentukan harga ∆VWP dari Gambar 4 berdasarkan harga P dan T. 4. Tentukan harga Bw dari persamaan :
Bw = (1 + ∆VWP )(1 + ∆VWT )
Manajemen Produksi Hulu
(32)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 10 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.6. PENENTUAN KOMPRESIBILITAS AIR (cw) 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki (P) • Temperatur reservoir (T) • Gas terlarut 2. Tentukan harga kompresibilitas air dengan Gambar 5 berdasarkan harga P dan T. 3. Apabila terdapat gas terlarut, tentukan harga perbandingan kompresibilitas air dan gas terlarut terhadap kompresibilitas air murni (Gambar 5). 4. Harga kompresibilitas air dengan gas terlarut di dalamnya adalah hasil kali langkah 2 dan 3.
3.7. PENENTUAN BERAT JENIS (SG) GAS TERLARUT (γgd) DAN GAS BEBAS (γgf) 3.7.1. SG Gas Terlarut (γgd) 1. Siapkan data : • Rs • Derajat API minyak pada 50 °F 2. Baca harga γgd dari Gambar 6 berdasarkan harga Rs dan °API. 3.7.2. SG Gas Bebas (γgf) 1. Siapkan data : • SG rata-rata gas separator (γgt) • Rp • Rs 2. Hitung γgf dari persamaan :
γ gf =
R p (γ gt ) − Rs (γ gd ) ( R p − Rs )
γgt > γgf > 0.56
Manajemen Produksi Hulu
(33)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 11 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.8. PENENTUAN HARGA KERAPATAN JENIS MINYAK (ρo) 3.8.1. Di bawah Titik Gelembung 1. Siapkan data : • Derajat API minyak • Rs • Bo • γgd 2. Tentukan γosc dengan persamaan :
γ osc =
141.5 (131.5 + o API )
(34)
3. Tentukan harga ρo dengan persamaan :
ρo =
γ osc (62.4) +
γ gd (0.0764) Rs 5.615 Bo
(35)
3.8.2. Untuk Kondisi Di Atas Tekanan Titik Jenuh 1. Untuk kondisi di atas tekanan titik jenuh, dipakai persamaan :
ρ o = ρ ob exp[co ( P − Pb )]
(36)
3.9. PENENTUAN DENSITAS AIR (ρw) 1. Siapkan data : • Kadar padatan yang terlarut • Bw 2. Tentukan harga ρwsc dari Gambar 7 berdasarkan kadar padatan yang terlarut. 3. Tentukan harga ρw dari persamaan :
ρw =
ρ
WSC
Bw
Manajemen Produksi Hulu
(37)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 12 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.10. PENENTUAN HARGA KERAPATAN JENIS GAS (ρg) 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki, psia • Temperatur, °R • γgf • Faktor deviasi gas (Z); lihat butir 3.11 2. Tentukan Bg dari persamaan :
B g = 0.0283
ZT P
(38)
3. Tentukan ρgsc dari persamaan :
ρ gsc = γ gf (0.0764)
(39)
4. Tentukan ρg dari persamaan :
ρg =
ρ gsc
(40)
Bg
3.11. PENENTUAN FAKTOR PENYIMPANGAN GAS (Z) 3.11.1. Metode Modifikasi Standing Persyaratan: tidak mengandung gas asing (impurities). 1. Siapkan data : • Temperatur (T) • Tekanan yang dikehendaki (P) • Berat.jenis gas (SG) 2. Tentukan Tpc dan Ppc dengan Gambar 2 atau persamaan berikut ini :
T pc = 169 + 314SG
(41)
Ppc = 708.75 + 57.5SG
(42)
3. Tentukan Ppr dan Tpr sebagai berikut :
T pr =
Manajemen Produksi Hulu
T T pc
(43)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 13 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Ppr =
P Ppc
(44)
4. Tentukan harga konstanta di bawah ini :
A = 1.39(T pr − 0.42) 0.5 − 0.36T pr − 0.101
B = (0.62 − 0.23T pr ) Ppr 2 0.65 C= − 0.037 Ppr (T pr − 0.86) D=
0.32 Ppr 10
6
9 (T pr −1)
E = B+C + D
F = 0.132 − 0.32 log T pr G = 10
2 ( 0.3106 − 0.49T pr + 0.1824T pr )
5. Hitung harga Z dengan persamaan :
Z = A + (1 − A)e − B + FPpr
G
(45)
3.11.2. Korelasi Wichert – Aziz 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki • Temperatur 2. Hitung konstanta A dan B : A = yH2S + yCO2 B = yH2S dimana : yH2S = fraksi mol H2S dan yCO2 = fraksi mol CO2 3. Tentukan konstanta є dari persamaan : Є = 120 (A0.9 – A1.6) + 15 (B0.5 – B4.0) 4. TentukanPpc* dan Tpc* T *pc
Manajemen Produksi Hulu
= Tpc – є
(46)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 14 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir P *pc
= (Ppc T *pc ) / (Tpc + B (1 – B) є)
(47)
5. Tentukan harga Ppr dan Tpr dari persamaan :
Ppr =
P T dan T pr = * * Ppc T pc
(48)
6. Tentukan harga Z dari Gambar 8. 3.11.3. Cara Dranchuk, Purvis dan Robinson 1. Siapkan data : • Tekanan yang dikehendaki • Temperatur 2. Hitung harga Pr dan Tr. 3. Tentukan harga Z dengan persamaan :
A A AAρ A 2 Z = 1 + ( A1 + 2 + 33 ) ρ r + ( A4 + 5 ) ρ r + 5 6 r Tr Tr Tr Tr +
A7 ρ r Tr
3
2
(1 + A8 ρ r ) exp(− A8 ρ r ) 2
dimana :
Pr ZTr
ρr
= 0.27
A1
= 0.31506237
A2
= -1.04670990
A3
= -0.57832729
A4
= 0.53530771
A5
= -0.61232032
A6
= -0.10488813
A7
= 0.68157001
A8
= 0.68446549
Manajemen Produksi Hulu
2
5
(49)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 15 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.12. PENENTUAN VISKOSITAS MINYAK (µo) Menurut Sutton, Farashad (1986) dan Khan et al. (1987), berdasarkan tekanan, viskositas dari minyak bumi dibagi menjadi tiga kategori antara lain : 1. Dead Oil Viscosity, yang didefinisikan sebagai viskositas minyak bumi pada tekanan atmosfer (tidak ada gas terlarut) dan temperatur sistem. 2. Saturated Oil Viscosity, viskositas minyak bumi pada tekanan titik jenuh (Pb) dan temperatur reservoir. 3. Undersaturated Oil Viscosity, viskositas minyak bumi pada tekanan di atas titik jenuh (> Pb) dan temperatur reservoir. 3.12.1. Dead Oil Viscosity – Korelasi Beal 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki (T), oF • Derajat API minyak, oAPI 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
(
µ oD = 0.32 + 1.87 × 10
(
7 o
API
)
− 4.53
)
360 T + 200
0.43+8.33 o API
X = 10
X
(50)
(51)
3.12.2. Dead Oil Viscosity – Korelasi Beggs-Robinson 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki (T), oF • Derajat API minyak, oAPI 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ oD = 10 X − 1
(52)
X = 10 z T −1.163
(53)
z = 3.0324 − 0.02023( o API )
(54)
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 16 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.12.3. Dead Oil Viscosity – Korelasi Glaso 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki (T), oF • Derajat API minyak, oAPI 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ oD = [3.141(1010 )]T −3.444 [log( o API )]
(55)
X = 10.313[log T ] − 36.447
(56)
X
3.12.4. Dead Oil Viscosity – Korelasi Edbogah 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki (T), oF • Derajat API minyak, oAPI 2. Tentukan harga viskostas dengan persamaan :
µ oD = 10 X − 1 X = 10 [1.8653−0.025086 (
(57) o
)
API − 0.5644 log(T )
]
(58)
3.12.5. Dead Oil Viscosity – Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki (T), oF • Derajat API minyak, oAPI 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ oD = 16 × 10 8 [log( o API ) )] T −2.8177
(59)
X = 5.7526[log T ] − 26.9718
(60)
X
3.12.6. Saturated Oil Viscosity – Korelasi Chew-Connally 1. Siapkan data : • Dead oil viscosity (µoD), cp • Kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan : Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 17 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
µ o = Aµ oD B
(61)
A = 0.2 + 0.8 × 10 −0.0081Rs
(62)
B = 0.43 + 0.57 × 10 −0.00072 Rs
(63)
3.12.7. Saturated Oil Viscosity – Korelasi Beggs-Robinson 1. Siapkan data : • Dead oil viscosity (µoD), cp • Kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ o = Aµ oD B
(64)
A = 10.715( Rs + 100) −0.515
(65)
B = 5.44( Rs + 100) −0.338
(66)
3.12.8. Saturated Oil Viscosity – Korelasi Khan 1. Siapkan data : • Tekanan (P), psia • Kelarutan gas dalam minyak pada titik jenuh (Rsob), scf/STB • Tekanan titik jenuh (Pb), psia • Stock tank oil gravity • Temperatur, oF 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan : Viskositas pada tekanan titik jenuh :
µ ob = θr =
0.09(γ g ) 0.5 ( Rs )1 / 3 θ r (1 − γ o ) 3 4.5
(T + 460) 460
(67)
(68)
Viskositas di bawah tekanan titik jenuh :
P µ o = µ ob b P Manajemen Produksi Hulu
0.14
exp[2.5 × 10 − 4 ( Pb − P )]
(69)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 18 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.12.9. Saturated Oil Viscosity – Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Dead oil viscosity (µoD), cp • Kelarutan gas dalam minyak (Rs), scf/STB 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ o = −0.06821 + 0.9824 F + 0.0004034 F 2
][
[
F = 0.2001 + 0.8428 × 10 −0.000845 Rs µ oD
0.43+ 0.5165Y
(70)
]
Y = 10 −0.00081Rs
(71) (72)
3.12.10. Undersaturated Oil Viscosity – Korelasi Beal 1. Siapkan data : • Dead oil viscosity (µoD), cp • Viskositas pada tekanan titik jenuh (µob), cp • Tekanan, psia • Tekanan titik jenuh (Pb), psia 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ o = µ ob + 0.001( P − Pb )(0.024 µ oD 1.6 + 0.038µ ob 0.56 )
(73)
3.12.11. Undersaturated Oil Viscosity – Korelasi Vazquez-Beggs 1. Siapkan data : • Viskositas pada tekanan titik jenuh (µob), cp • Tekanan (P), psia • Tekanan titik jenuh (Pb), psia 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
P µ o = µ ob Pb
M
M = 2.61.187 exp[−11.513 − 8.9 × 10 −5 P ]
Manajemen Produksi Hulu
(74) (75)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 19 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.12.12. Undersaturated Oil Viscosity – Korelasi Khan 1. Siapkan data : • Viskositas pada tekanan titik jenuh (µob), cp • Tekanan (P), psia • Tekanan titik jenuh (Pb), psia 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ o = µ ob exp[9.6 × 10 −5 ( P − Pb )]
(76)
3.12.13. Undersaturated Oil Viscosity – Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Viskositas pada tekanan titik jenuh (µob), cp • Tekanan (P), psia • Tekanan titik jenuh (Pb), psia 2. Tentukan harga viskositas dengan persamaan :
µ o = 1.0081µ ob + 0.001127( P − Pb )(−0.006517 µ ob 1.8148 + 0.038µ ob
1.59
)
(77)
3.13. PENENTUAN VISKOSITAS AIR (µw) 1. Siapkan data : • Temperature (T), oF • Tekanan (P), psia • Kadar padatan terlarut (S) 2. Tentukan harga µw1 dengan persamaan :
µ w1 = AT B
(78)
dimana :
A = A0 + A1 S + A2 S 2 + A3 S 3
(79)
A0 = 109.574; A1 = -8.40564; A2 = 0.313314; A3 = 8.72213 × 10-3 dan
B = B0 + B1 S + B2 S 2 + B3 S 3 Manajemen Produksi Hulu
(80)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 20 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir B0 = -1.12166; B1 = 2.63951 × 10-2; B2 = -6.79461 × 10-4; B3 =-5.47119 × 10-5; B4 = 1.55586 × 10-6 3. Kemudian viskositas air dihitung dengan menggunakan persamaan :
µ w1 = 0.9994 + 4.0295 × 10 −5 P + 3.1062 × 10 −9 P 2 µw
(81)
3.14. PENENTUAN VISKOSITAS EMULSI (µE) 1. Siapkan data : • Jenis.emulsi : tight, medium atau loose • Kadar garam pada emulsi • µo (clean oil) dapat ditentukan dengan cara 3.12 2. Gunakan Gambar 10 untuk menghitung "Viscosity Ratio” Viscosity Ratio =
Viskositas Emulsi Viskositas Clean Oil ( µ o )
3. Hitung µE dengan persamaan :
µE = µo × Viscosity Ratio
(82)
3.15. PENENTUAN VISKOSITAS GAS (µg) 3.15.1. Korelasi Carr et al (40 < T < 400 oF) 1. Siapkan data : • Temperatur yang dikehendaki • Berat molekul gas atau berat jenis gas • Persen mol N2, CO2 dan H2S (bila ada) 2. Berdasarkan data berat molekul atau berat jenis gas dan temperatur, tentukan µ1 dengan menggunakan Gambar 11. 3. Tambahkan koreksi untuk N2, CO2 dan H2S pada µ1 dengan menggunakan Gambar kecil pada Gambar 11. 4. Tentukan harga µ/µ1 berdasarkan Ppr dan Tpr dari Gambar 12. 5. Tentukan harga µg dengan persamaan : Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 21 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
µ g = µ1 x
µ µ1
(83)
3.15.2. Korelasi Lee et al 1. Siapkan data : • Temperatur (T) •Z • Berat molekul udara (M) • Tekanan (P) 2. Tentukan ρg dengan persamaan :
ρ g = 0.0433γ gf
P ZT
(84)
3. Tentukan konstanta K, X dan Y dengan persamaan :
K=
(9.4 + 0.02 M )T 1.5 209 + 19 M + T
(85)
986 + 0.01M T
(86)
X = 3.5 +
Y = 2 .4 − 0 .2 X
(87)
4. Tentukan µg dengan persamaan :
µ g = K exp( Xρ g Y )10 −4
(88)
3.16. PENENTUAN TEGANGAN PERMUKAAN GAS - MINYAK (σo) UNTUK 100 °F > T > 68 °F 1. Siapkan data : • Temperatur (T) • Tekanan (P) • °API 2. Tentukan σoD dari Gambar 13. 3. Tentukan Faktor Koreksi (FK) dari Gambar 14 (di dalam %)
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 22 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
FK 100
4. Tentukan σo = σ oD
3.17. PENENTUAN TEGANGAN PERMUKAAN GAS - AIR (σw) 1. Siapkan data : • Temperatur (T) • Tekanan (P) • °API 2. Tentukan σw dengan menggunakan Gambar 15.
3.18. PENENTUAN TEKANAN TITIK GELEMBUNG (Pb) 3.18.1. Korelasi Standing 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
R Pb = 18.2 s γ g
0.83
10 X − 1.4
X = 0.00091T − 0.0125( o API ) 3.18.2. Korelasi Lasater 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) Manajemen Produksi Hulu
(89)
(90)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 23 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 2. Tentukan Pb dari persamaan :
Pb = Pf (T + 459.67) / γ g Pf = 5 × 10 − 2 + 5.020833333328165 y − 21.19791666663181 y 2
(91)
+ 55.72916666659612 y 3 − 32.55208333328954 y 4 y=
1 1 + 132755γ o /( Rs M o )
(92)
Untuk oAPI < 33 : Mo = 637.5 × 10-10 (oAPI) Untuk 33 < oAPI < 55 Mo = 368.259235822065 – 4.18989073101494 (oAPI) Untuk oAPI > 55
9.58015524685062 − 0.688508884117492[ln( o API )] M o = exp o 2 0 . 1180141908 28861 [ln( API )] − (93) 3.18.3. Korelasi Vazquez – Beggs 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
Rs Pb = c3 o API c1γ g exp (T + 459.67)
(
1 / c2
)
o
API < 30 c1 = 0.0362; c2 = 1.0937; c3 = 25.724
Manajemen Produksi Hulu
(94)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 24 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir o
API > 30 c1 = 0.0178; c2 = 1.187; c3 = 23.931
3.18.4. Korelasi Glaso 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan : 2 Pb = 10 [1.7669+1.7447 X −0.30218 X ]
R 0.816 s T c γ g X = log 0.984 o API
(
(95)
(96)
)
dimana c = 0.13 untuk minyak volatile dan c = 0.172 untuk black oil. 3.18.5. Korelasi Al-Marhoun 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
Pb =
0.0053088 Rs
3.18.6. Korelasi Petrosky-Farshad 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF Manajemen Produksi Hulu
γ o 3.1437 (T + 459.67)1.32657 γ g 1.87784
0.715082
(97)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 25 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
(
Pb = 112.727 Rs
0.5774
10 X γ g − 0.8439 −12.34
X = 4.561 × 10 −5 T 1.3911 − 7.916 × 10 −4
(
o
)
(98)
API
)
1.541
(99)
3.18.7. Korelasi Dokla-Osman 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
(
Pb = 8363.86 Rs
0.724047
γ o 0.107991γ g −1.01049 (T + 459.67) −0.952584
)
(100)
3.18.8. Korelasi Obomanu 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
Pb =
Pbx 6.894757
(101)
0.497 (T + 459.67) 37.42241078Rs 1.8 Pbx = 1.27 γ g 2.15 o API
(
Manajemen Produksi Hulu
)
1.078748652
(102)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 26 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 3.18.9. Korelasi Farshad 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan :
51.65289256 Rs Pb = 0.73495 10 X γ g
0.864
(103)
(
X = 0.000337(T ) + 0.017771 o API
)
(104)
3.18.10. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 1. Siapkan data : • Temperatur (T), oF • Perbandingan minyak dan gas terlarut (Rs), scf/STB • Berat jenis minyak pada tangki pengumpul, oAPI • Gas gravity (γg) 2. Tentukan Pb dari persamaan : o
API < 30 :
16.784155757(Rs ) Pb = γ g 0.7972 10 X X =
(
13.1405 0 API (T + 459.67)
0.9986
(105)
)
(106)
o
API ≥ 30 :
31.746031746(Rs ) Pb = γ g 0.7587 10 X X =
Manajemen Produksi Hulu
(
11.2895 o API (T + 459.67)
)
0.9143
(107)
(108)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 27 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 4. DAFTAR PUSTAKA 1. Brill, J. P. : “Two Phase Flow in Pipes”, Lecture Notes, University of Tulsa, Oklahoma. 2. Ikoku, Chi. U. : “Natural Gas Production Engineering”, John Wiley & Sons, 1984. 3. Ahmed, Tarek H. : “Hydrocarbon Phase Behavior”, Gulf Publishing Company 1989. 4. Dokla, M. E. dan Osman, M. E. : ”Correlation of PVT Properties for UAE Crudes,” SPE 21342, 1990. 5. Al-Shammasi, A. A. : ”Bubble Point Pressure and Oil Formation Volume Factor Correlations,” SPE 53185, Proceeding of the 1999 SPE Middle East Oil Show, Bahrain, 20-23 February 1999. 6. Lasater, J. A. : ”Bubble Point Pressure Correlation,” JPT (May 1958). 7. Al-Marhoun, M. A. : ”Pressure-Volume-Temperature Correlations for Saudi Crude Oils,” SPE 13718, Proceeding of the SPE 1985 Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain, 11-14 March 1985. 8. Khan, S. A., Al-Marhoun, M. A., Duffuaa, S. O. dan Abu-Khasim, S. A. : ”Viscosity Correlations for Saudi Arabian Crude Oils,” SPE 15720, Proceeding of the Fifth SPE Middle East Oil Show, Bahrain, 7-10 March 1987. 9. Petrosky Jr., G. E. dan Farshad, F. F. : ”Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils,” SPE 26644, Proceeding of the 68th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Houston, Texas, 3-6 October 1993. 10. Petrosky Jr., G. E. dan Farshad, F. F. : ”Viscosity Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils,” SPE 29468, Proceeding of the Production Operation Symposium, Oklahoma City, OK, 2-4 April 1995. 11. Glaso, O. : ”Generalized Pressure-Volume-Temperature Correlations,” JPT (May 1980). 12. Kartoatmodjo, R. S. T. dan Schmidt, Z. : ”New Correlations for Crude Oil Physical Properties,” SPE 23556, 1991.
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 28 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 5. DAFTAR SIMBOL Bg = faktor volume formasi gas, cuft/SCF Bo = faktor volume formasi minyak, bbl/STBO Bw = faktor volume formasi air, bbl/STBW co
= kompresibilitas minyak, psi-1
cr
= kompresibilitas tereduksi (reduced compressibility)
cw = kompresibilitas air, psi-1 P
= tekanan, psia
Pb = tekanan titik gelembung, psia Pc = tekanan kritis, psia Pr = tekanan tereduksi Ppr = tekanan tereduksi semu Ppc = tekanan kritis semu Rp = perbandingan gas-minyak kumulatif, SCF/STB Rs = perbandingan kelarutan gas dan minyak, SCF/STB Rsw = kelarutan gas alam di dalam air, SCF/STB SG = Berat Jenis (specific gravity) T
= temperatur, °R
Tc
= temperatur kritis, °R
Tpc = temperatur kritis semu Tpr = temperatur tereduksi semu Tr
= temperatur tereduksi
y
= fraksi mol
Z
= faktor deviasi gas
ρg = kerapatan jenis gas, lbm/ft3 ρo = kerapatan jenis minyak, lbm/ft3 ρosc = kerapatan jenis minyak pada kondisi standar, lbm/ft3 ρw = kerapatan jenis air, lbm/ft3 γo
= berat jenis minyak
γqsc = berat jenis minyak pada kondisi standar Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 29 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
γgd = berat jenis gas terlarut γgf = berat jenis gas bebas µE = viskositas emulsi, cp µg = viskositas gas, cp µo = viskositas minyak, cp µw = viskositas air, cp σo = tegangan permukaan gas-minyak, dynes/cm σw = tegangan permukaan gas-air, dynes/cm
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 30 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6. LAMPIRAN 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS 6.2. CONTOH SOAL 6.2.l. Menentukan Rs 6.2.2. Menentukan Bo 6.2.2.1. Korelasi Standing 6.2.2.2. Korelasi Vazquez-Beggs 6.2.2.3. Korelasi Glaso 6.2.2.4. Korelasi Al-Marhoun 6.2.2.5. Korelasi Dokla-Osman 6.2.2.6. Korelasi Obomanu 6.2.2.7. Korelasi Farshad 6.2.2.8. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 6.2.2.9. Korelasi Abdul Majeed 6.2.3. Menentukan co 6.2.3.1. Korelasi Vazquez-Beggs 6.2.3.2. Korelasi Petrosky-Farshad 6.2.3.3. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt 6.2.4. Menentukan Bw 6.2.4.1. Cara Gould 6.2.4.2. Cara Mc.Cain 6.2.5. Menentukan cw 6.2.6. Menentukan γgd 6.2.7. Menentukan ρo 6.2.8. Menentukan ρw 6.2.9. Menentukan Z (Cara Wichert & Aziz) 6.2.10. Menentukan Z (Cara Modifikasi Standing) 6.2.11. Menentukan ρg 6.2.12. Menentukan µo 6.2.13. Menentukan µE 6.2.14. Menentukan µg Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 31 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.14.1. Cara Carr et al. 6.2.14.2. Cara Lee et al. 6.2.15.Menentukan σog 6.2.16. Menentukan σwg 6.2.17. Menentukan Pb 6.2.17.1. Korelasi Standing 6.2.17.2. Korelasi Lasater 6.2.17.3. Korelasi Vazquez-Beggs 6.2.17.4. Korelasi Glaso 6.2.17.5. Korelasi Al-Marhoun 6.2.17.6. Korelasi Petrosky-Farshad 6.2.17.7. Korelasi Dokla-Osman 6.2.17.8. Korelasi Obomanu 6.2.17.9. Korelasi Farshad 6.2.17.10. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 32 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.1. LATAR BELAKANG DAN RUMUS Korelasi karakteristik fluida reservoir dibuat berdasarkan data lapangan dan pengukuran di laboratorium. Korelasi-korelasi ini dipergunakan hanya jika pengukuran di laboratorium tidak tersedia atau hasil analisa di laboratorium meragukan. 6.2. CONTOH SOAL 6.2.1. Menentukan Rs Data : Tekanan
= 2625 psia
Temperature
= 200 oF
Tank Oil Gravity
= 30 oAPI
Berat Spesifik Gas
= 0.8
Penyelesaian : Untuk gravity = 30 oAPI digunakan korelasi Lasater (oAPI > 15)
Pbγ gsc T
=
(2625)(0.8) = 3.182 (200 + 460)
Dari gambar 1a diperoleh γg = 0.59. Dari gambar 1b untuk 30 oAPI diperoleh Mo = 330.
(379.3)(350)γ osc γ g Rs = M o 1 − γ g
(379.3)(350)(0.876) 0.59 Rs = 1 − 0.59 = 507.1 scf/STB (330)
6.2.2. Menentukan Bo 6.2.2.1. Korelasi Standing Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb = 589 scf/STB T
= 250 o F
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 33 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.829912 o 131.5 + API 131.5 + 39 0.5
γ g 0.950 = Rs + 1.25T = 589 0.829912 γo = 942.6749
C Bob C Bob
[ ]
Bob = 0.9759 + 12 × 10 −5 C Bob
1.2
0.5
+ 1.25(250)
= 0.9759 + 12 × 10 −5 [942.6749]
1.2
Bob = 1.420957 rb/STB 6.2.2.2. Korelasi Vazquez-Beggs Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb = 589 scf/STB = 250 o F
T
Penyelesaian :
o API o + c3 Rs (T − 60) API Bob = 1 + c1 Rs + c 2 (T − 60) γ γ g g
(
)
(
)
39 Bob = 1 + 4.67 × 10 −9 (589 ) + 1.5 × 10 −5 (250 − 60) 0.950 39 + 1.337 × 10 −9 (250 − 60) 0.950 B ob = 1.367005 rb/STB
(
)
6.2.2.3. Korelasi Glaso Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 34 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.82991 o 131.5 + API 131.5 + 39
Bobs
γ g = Rs γo
0.526
0.950 + 0.968T = 589 0.829912
0.526
+ 0.968(250) = 874.393
X = 2.91329[log(Bobs )] − 6.58511 − 0.27683[log(Bobs )]
2
X = 2.91329[log(874.393)] − 6.58511 − 0.27683[log(874.2)] = −0.41065 2
Bob = 1 + 10 X = 1 + 10 −0.41065 = 1.388461 rb/STB 6.2.2.4. Korelasi Al-Marhoun Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb = 589 scf/STB T
= 250 o F
Penyelesaian : Tentukan harga Bob dari persamaan :
γo =
141.5 141.5 = = 0.829912 o 131.5 + API 131.5 + 39
F = Rs
0.74239
γ g 0.323294 γ o 1.20204 = (589) 0.74239 (0.950) 0.323294 (0.829912)1.20204
F = 89.53181 Bob = 0.497069 + 8.62963 × 10 −4 (T + 459.67) + 1.82594 × 10 −3 F + 3.18099 × 10 − 4 (T + 459.67) Bob = 0.497069 + 8.62963 × 10 − 4 (250 + 459.67) + 1.82594 × 10 −3 (89.53181) + 3.18099 × 10 − 4 (250 + 459.67) Bob = 1.272968 rb/STB
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 35 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.2.5. Korelasi Dokla-Osman Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.829912 o 131.5 + API 131.5 + 39
F = Rs
0.773572
γ g 0.40402 γ o −0.882605 = (589) 0.773572 (0.950) 0.40402 (0.829912) −0.882605
F = 160.4524 Bob = 4.31935 × 10 −2 + 1.56667 × 10 −3 (T + 459.67) + 1.39775 × 10 −3 F + 3.80525 × 10 −6 (T + 459.67) Bob = 4.31935 × 10 − 2 + 1.56667 × 10 −3 (250 + 459.67) + 1.39775 × 10 −3 (160.4524) + 3.80525 × 10 −6 (250 + 459.67) Bob = 1.381985 rb/STB 6.2.2.6. Korelasi Obomanu Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.829912 o 131.5 + API 131.5 + 39
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 36 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Bob = 0.3321 + 7.88374 × 10 − 4 + 2.0855 × 10 −3
γg Rs + 2.335 × 10 −3 γo 5.6145832
(T + 459.67) 1.8
(0.950) 589 + 2.335 × 10 −3 (0.829912) 5.6145832 (250 + 459.67) + 2.0855 × 10 −3 1.8 Bob = 1.239706 rb/STB Bob = 0.3321 + 7.88374 × 10 − 4
6.2.2.7. Korelasi Farshad Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.829912 o 131.5 + API 131.5 + 39
F = Rs
0.5956
γ g 0.2369 γ o −1.3282 + 0.0976T
F = (589) 0.5956 (0.950) 0.2369 (0.829912) −1.3282 + 0.0976(250) F = 80.91256
X = −2.6541 + 0.551[log( F )] + 0.331[log( F )]
2
X = −2.6541 + 0.551[log(80.91256)] + 0.331[log(80.91256)] X = −0.39777
2
Bob = 1 + 10 X = 1 + 10 −0.39777 = 1.400157 rb/STB 6.2.2.8. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 37 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = 0.829912 = o 131.5 + API 131.5 + 39
F = R 0.755γ 0.25γ − 1.5 + 0.45T = (589) 0.755 (0.950) 0.25 (0.829912) − 1.5 + 0.45( 250) s g o F = 273.6832 Bob = 0.98496 + 0.0001F 1.5 = 0.098496 + 0.0001( 273.6832) 1.5 Bob = 1.437724 rb/STB
6.2.2.9. Korelasi Abdul Majeed Data : o
API = 39
γg
= 0.950
Rsb
= 589 scf/STB
T
= 250 o F
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = 0.829912 = o 131.5 + API 131.5 + 39
F = Rs γ g 1.2
−0.147
γ o −5.222 = (589)1.2 (0.950) −0.147 (0.829912) −5.222
F = 5626.361 Bob = 0.9657876 + 4.8141 × 10 −5 F − 6.8987 × 10 −10 F 2 + 7.73 × 10 −4 T Bob = 0.9657876 + 4.8141 × 10 −5 (5626.361) − 6.8987 × 10 −10 (5626.361) 2 + 7.73 × 10 − 4 (250) Bob = 1.408058rb / STB
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 38 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.3. Menentukan Co 6.2.3.1. Korelasi Vazquez-Beggs Data : o
API = 40.7
γg
= 0.786
Rsb
= 768 scf/STB
T
= 220 o F
P
= 4514.7 psia
Penyelesaian :
co =
(
5 Rs − 1433 + 17.2T − 1180γ g − 12.61 o API
)
1 × 10 P 5(768) − 1433 + 17.2(220) − 1180(0.786) − 12.61(40.7) co = = 1.05218 × 10 −5 5 1 × 10 (4514.7) 5
6.2.3.2. Korelasi Petrosky-Farshad Data : o
API = 40.7
γg
= 0.786
Rsb
= 768 scf/STB
T
= 220 o F
P
= 4514.7 psia
Penyelesaian :
co = 1.705 × 10 −7 Rs
(
0.6957 o
API
)
0.3272
T 0.6729γ g
0.1885
P −0.5906
co = 1.705 × 10 −7 (768) 0.6957 (40.7) 0.3272 (220) 0.6729 (0.786) 0.1885 (4514.7) −0.5906 co = 1.45739 × 10 −5
psi −1
6.2.3.3. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt Data : o
API = 40.7
γg
= 0.786
Rsb
= 768 scf/STB
Manajemen Produksi Hulu
psi −1
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 39 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir T
= 220 o F
P
= 4514.7 psia
Penyelesaian :
co = 6.8257 × 10 −6 Rs
(
0.5002 o
API
)
0.3613
T 0.76606γ g
0.35505
P −1
co = 6.8257 × 10 −6 (768) 0.5002 (40.7) 0.3613 (220) 0.76606 (0.786) 0.35505 (4514.7) −1 co = 9.15437 × 10 −6
psi −1
6.2.4. Menentukan Bw Data : T
= 200 oF
P
= 2625 psia
6.2.4.l. Cara Gould : Tx = T – 60 = 200 – 60 = 140 2
Bw = 1.0 + 1.2 × 10 −4 Tx + 1.0 × 10 −6 Tx − 3.3 × 10 −6 P
Bw = 1.0 + 1.2 × 10 −4 (140) + 1.0 × 10 −6 (140) 2 − 3.3 × 10 −6 (2625) = 1.0082775 6.2.4.2. Cara Mc. Cain : Harga ∆VWT dari Gambar 3 berdasarkan harga T = 200 oF adalah = 0.039 Harga ∆VWP dari Gambar 4 berdasarkan harga P = 2625 psia dan T = 200 oF adalah = -0.004
Bw = (1 + ∆VWP )(1 + ∆VWT ) Bw = (1 − 0.004)(1 + 0.039) = 1.035 bbl/STB
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 40 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.5. Menentukan cw Menggunakan data soal 6.2.4, tentukan cw. Penyelesaian : Dari Gambar 5, cw (air murni ) = 3.15 × 10-6 psi-1 Dari Gambar 5, koreksi terhadap gas terlarut, Rsw = 1.08 Jadi cw = (3 × 10-6)(1.08) = 3.402 × 10-6 psi-1
6.2.6. Menentukan γgd Data : Rs
= 530 scf/STB
o
= 30
API
Penyelesaian : Dari Gambar 6, untuk Rs = 530 dan API = 30°, didapat γgd = 0.79.
6.2.7. Menentukan ρo Data : Rs
= 530 scf/STB
o
= 30
γgd
= 0.79
Bo
= 1.327 rb/STB
API
Penyelesaian :
γ osc =
ρo =
ρo =
141.5 141.5 = = 0.876 o (131.5 + API ) 131.5 + 30
γ osc (62.4) +
γ gd (0.0764) Rs 5.615 Bo
(0.79)(0.0764)(530) 5.615 = 45.3 lbm/ft 3 (1.327)
(0.876)(62.4) +
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 41 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.8. Menentukan ρw Data : Total padatan yang terlarut 10% dan Bw = 1.035. Penyelesaian : Dari Gambar 7, ρwsc = 67 lbm/ft3
ρw =
ρ
WSC
Bw
=
67 = 61.73 lbm/ft 1.035
6.2.9. Menentukan Z (Cara Wichert & Aziz) Data : SG gas
= 0.8
P
= 2000 psia
T
= 150 °F
mol % CO2
= 10 %
mol % H2S
= 10 %
Penyelesaian : Tpc
= 169.0 + 314.0 SG = 169.0 + 314 (0.8) = 420
Ppc
= 708.75 + 57.5 (SG) = 708.75 + 57.5 (0.8) = 663
Konstanta A dan B A = yH2S + yCO2 = 0.10 + 0.10 = 0.20 B = yH2S = 0.10 Tentukan konstanta Є : Є = 120 (A0.9 – A1.6) + 15 (B0.5 – B4.0) = 120 [(0.20)0.9 – (01.0)1.6] + 15 [(0.1)0.5 – (0.1)4.0] = 23.8 T *pc
= Tpc – Є = 420 – 23.8 = 396.2
P *pc = (Ppc T *pc ) / [Tpc + B (1 – B) Є] = (663 × 396.2)/[420 + (0.1)(1- 0.1)(23.8)] Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 42 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir = 621.6
Ppr =
2000 P = = 3.22 * Ppc 621.6
T pr =
610 T = = 1.54 * T pc 396.2
Menggunakan Gambar 8, diperoleh Z = 0.788.
6.2.10. Menentukan Z (Cara Modifikasi Standing) Data : SG gas = 0.8 P
= 2000 psia
T
= 150 °F
Penyelesaian : Tpc
= 169 + 314 SG = 169.0 + 314.0 (0.8) = 420
Ppc
= 708.75 + 57.5 (SG) = 708.75 + 57.5 (0.8) = 663
T pr =
T 610 = = 1.42 T pc 420
Ppr =
P 2000 = = 3.02 Ppc 663
Tentukan harga konstanta di bawah ini :
A = 1.39(T pr − 0.42) 0.5 − 0.36T pr − 0.101
A = 1.39[(1.45) − 0.42]0.5 − 0.36(1.45) − 0.101 = 0.388935 B = (0.62 − 0.23T pr ) Ppr
B = [0.62 − 0.23(1.45)](3.02) = 0.865230 0.65 − 0.037 Ppr2 C= (T pr − 0.86) Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 43 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
0.65 C= − 0.037 (3.02) 2 = 0.6828 (1.45 − 0.86) D= D=
0.32 Ppr6 10
9 (T pr −1)
0.32(3.02) 6 = 0.0216 10 9 (1.45−1)
E = B + C + D = 1.5696
F = 0.132 − 0.32 log T pr
F = 0.132 − 0.32 log(1.45) = 0.080362 G = 10
2 ( 0.3106 − 0.49T pr + 0.1824T pr )
2
G = 10 ( 0.3106−0.49 (1.45) + 0.1824 (1.45) ) = 0.962933 Z = A + (1 − A)e − B + FPprG
Z = (0.388935) + (1 − 0.388935)e − (1.5696 ) + (0.080262)(3.02) ( 0.962933) = 0.7491
6.2.11. Menentukan ρg Dengan data 6.2.9 dan γgf = 0.8, tentukan ρg . Penyelesaian :
B g = 0.0283
ZT P
B g = 0.0283
(0.788)(610) = 0.006801 (2000)
ρg = ρg =
γ gf (0.0764) Bg
(0.8)(0.0764) = 8.986 0.006801
Manajemen Produksi Hulu
lbm/cuft
cf/SCF
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 44 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.12. Menentukan µo Data : T
= 220 oF
Rs
= 768 scf/STB
o
API = 40.7
Pb
= 2685 psia
P
= 5000 psia
Penyelesaian : Dengan menggunakan korelasi Kartoatmodjo-Schmidt untuk menentukan dead oil viscosity.
X = 5.7526 log(T ) − 26.9718 X = 5.7526 log(220) − 26.9718 = −13.4968
µ oD = 16 × 10 8 [log( o API )] T −2.8177 X
µ oD = 16 × 10 8 [log(40.7)]−13.4968 (220) − 2.8177 = 0.651432 cp
Dengan menggunakan korelasi Kartoatmodjo-Schmidt untuk menentukan viskositas minyak pada titik jenuh (bubble point).
Y = 10 −0.00081Rs = 10 −0.00081( 768) = 0.238737
[ F = [0.2001 + 0.8428 × 10
][
F = 0.2001 + 0.8428 × 10 −0.000845 Rs µ oD − 0.000845 ( 768 )
0.43+ 0.5165Y
]
][(0.651432)
0.43+ 0.5165 ( 0.238737 )
] = 0.308447
µ ob = −0.06821 + 0.9824 F + 0.0004034 F 2 µ ob = −0.06821 + 0.9824(0.308447) + 0.0004034(0.308447) 2 = 0.371105 cp Dengan menggunakan korelasi Kartoatmodjo-Schmidt untuk menentukan viskositas minyak pada tekanan 5000 psia.
µ o = 1.0081µ ob + 0.001127( P − Pb )(−0.006517 µ ob 1.8148 + 0.038µ ob 1.59 ) µ o = 1.0081(0.371105) + 0.001127(5000 − 2685.8)[(−0.006517)(0.371105)1.8148 + 0.038(0.371105)1.59 ] µ o = 0.391904 cp
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 45 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.13. Menentukan µE Data :
µo
= 0.5876 cp
Jenis emulsi
= medium
Persen garam pada emulsi
= 50 %
Penyelesaian : Dari Gambar 10 diperoleh viskositas ratio = 8
µE = µo × Viskositas ratio = 0.5876 × 8 = 4.7 cp
6.2.14. Menentukan µg 6.2.14.1. Cara Carr et al Data : SG gas = 0.8 P
= 2000 psia
T
= 150 °F
y H2S = 10 % y CO2 = 10 % Penyelesaian : Dari Gambar 11 diperoleh : µ1 = 0.0111 cp Korelasi terhadap 10 % H2S = + 0.0003 Korelasi terhadap 10 % CO2 = + 0.0006
µ1 = 0.0111 + 0.0003 + 0.0006 = 0.0120 cp Dari soal 6.2.11. : Ppr = 3.02 dan Tpr = 1.45 Dari Gambar 12 diperoleh :
µg =
µ = 1.53 µ1
µ × µ1 = (1.53)(0.012) = 0.0184 cp µ1
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 46 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.14.2. Cara Lee et al Data : SG gas
= 0.8
P
= 2000 psia
T
= 150 °F
BM udara (Mu)
= 29
γgf
= 0.8
Z
= 0.788
Penyelesaian : M = γgf Mu = (0.8)(29) = 23.2
K=
(9.4 + 0.02M )T 1.5 209 + 19 M + T
K=
[9.4 + 0.02(23.2)](610)1.5 = 117.96 209 + 19(23.2) + (610)
X = 3.5 +
986 + 0.01M T
X = 3.5 +
986 + 0.01(23.2) = 5.35 (610)
Y = 2 .4 − 0 .2 X
Y = 2.4 − 0.2(5.35) = 1.33
ρ g = 0.0433γ gf
P ZT
ρ g = 0.0433(0.8)
(2000) = 0.1441 (0.788)(610)
µ g = K10 −4 exp( Xρ g Y ) µ g = (117.96)10 −4 exp[(5.35)(0.1441)1.33 ] = 0.0177 cp
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 47 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.2.15. Menentukan σog Data : o
API = 30
T
= 100 oF
P
= 2000 psia
Penyelesaian : Menggunakan Gambar 13 diperoleh σoD
= 30 dynes/cm
Menggunakan Gambar 14 diperoleh (%)
= 23
23 FK = 6.9 dyne/cm = 30 100 100
Tentukan σo = σ oD
6.2.16. Menentukan σwg Data : T
= 280 oF
P
= 2000 psia
Penyelesaian : Menggunakan Gambar 15, diperoleh σw = 40 dynes/cm
6.2.17. Menentukan Pb 6.2.17.1. Korelasi Standing Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB T
= 205 oF
Penyelesaian :
X = 0.00091T − 0.0125( o API ) X = 0.00091(205) − 0.0125(40.3) X = −0.3172 Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 48 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
R Pb = 18.2 s γ g
0.83
1000 0.83 −0.3172 10 X − 1.4 = 18.2 − 1.4 10 0.756
Pb = 3391.9 psia 6.2.17.2. Korelasi Lasater Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB = 205 oF
T
Penyelesaian :
γo = y=
141.5 141.5 = = 0.823632 o (131.5 + API ) 131.5 + 40.3
1 1 = = 0.645894 1 + 132755γ o /( Rs M o ) 1 + [(132755)(0.823632) /(1000 × 199.4396)]
Pf = 5 × 10 −2 + 5.020833333328165 y − 21.19791666663181y 2 + 55.72916666659612 y 3
− 32.55208333328954 y 4 P = 5 × 10 −2 + 5.020833333328165(0.645894) − 21.19791666663181(0.645894) 2 f + 55.72916666659612(0.645894) 3 − 32.55208333328954(0.645894) 4 P = 3. 8 f
Pb = Pf (T + 459.67) / γ g Pb = 3.8(205 + 459.67) / 0.756 Pb = 3340.9 psia 6.2.17.3. Korelasi Vazquez – Beggs Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb
= 1000 scf/STB
T
= 205 oF
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 49 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Penyelesaian :
Rs Pb = c3 o API c1γ g exp (T + 459.67)
(
1 / c2
)
1000 Pb = (23.93)(40.3) 0.0178(0.756) exp (205 + 459.67) Pb = 3739.3 psia
1 / 1.187
6.2.17.4. Korelasi Glaso Data : o
API = 40.3 (asumsi jenis minyak bumi black oil, c = 0.172)
γg
= 0.756
Rsb
= 1000 scf/STB
T
= 205 oF
Penyelesaian :
R 0.816 1000 0.816 s T c ( 205 ) 0 . 172 γ g 0.756 = 1.365128 X = log = log 0.984 0.984 ( 40 . 3 ) ( o API ) 2 Pb = 10 [1.7669+1.7447 (1.365128) −0.30218(1.365128) ] = 3850.38 psia
6.2.17.5. Korelasi Al-Marhoun Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb
= 1000 scf/STB
T
= 205 oF
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 50 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Penyelesaian :
141.5 141.5 = = 0.823632 o (131.5 + API ) 131.5 + 40.3
γo = Pb = Pb =
0.0053088Rs
γ o 3.1437 (T + 459.67)1.32657 γ g 1.87784
0.715082
0.0053088(1000) 0.715082 (0.823632) 3.1437 (205 + 459.67)1.32657 = 3783 psia (0.756)1.87784
6.2.17.6. Korelasi Petrosky-Farshad Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB T
= 205 oF
Penyelesaian :
X = 4.561 × 10 −5 T 1.3911 − 7.916 × 10 −4
(
o
API
)
1.541
X = 4.561 × 10 −5 (205)1.3911 − 7.916 × 10 − 4 (40.3)1.541 = −0.16068
(
Pb = 112.727 Rs
0.5774
(
Pb = 112.727 (1000)
10 X γ g
−0.8439
0.5774
( −0.16068)
10
− 12.34
)
6.2.17.7. Korelasi Dokla-Osman Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB T
= 205 oF
Penyelesaian :
γo =
141.5 141.5 = = 0.823632 o (131.5 + API ) 131.5 + 40.3
Manajemen Produksi Hulu
)
(0.756) −0.8439 − 12.34 = 3930.8 psia
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 51 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
(
Pb = 8363.86 Rs
0.724047
(
γ o 0.107991γ g −1.01049 (T + 459.67) −0.952584
)
Pb = 8363.86 (1000) 0.724047 (0.823632) 0.107991 (0.756) −1.01049 (205 + 459.67) −0.952584 = 3307 psia 6.2.17.8. Korelasi Obomanu Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb
= 1000 scf/STB
T
= 205 oF
Penyelesaian :
0.497 (T + 459.67) 37.42241078Rs 1.8 Pbx = 1.27 2.15 o γg API
(
1.078748652
)
0.497 (205 + 459.67) 37 . 42241078 ( 1000 ) 1.8 Pbx = 2.15 1.27 (0.756) (40.3) Pbx = 18547.41
Pb =
Pbx 18547.41 = = 2690.1 psia 6.894757 6.894757
6.2.17.9. Korelasi Farshad Data : 0
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB T
= 205oF
Manajemen Produksi Hulu
1.078748652
)
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 52 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir Penyelesaian :
(
X = 0.000337T + 0.017771 o API
)
X = 0.000337(205) + 0.017771(40.3) = 0.785256 51.65289256 Rs Pb = 0.73495 10 X γ g
0.864
51.65289256(1000) Pb = 0.73495 10 ( 0.785256 ) (0.756)
0.864
= 2956.6 psia
6.2.17.10. Korelasi Kartoatmodjo-Schmidt Data : o
API = 40.3
γg
= 0.756
Rsb = 1000 scf/STB T
= 205 oF
Penyelesaian :
(
)
11.2895 o API (T + 459.67) 11.2895(40.3) X = = 0.6845 (205 + 459.67) X =
31.746031746 Rs Pb = 0.7587 10 X γ g
0.9143
31.746031746(1000) Pb = 0.7587 10 0.6845 (0.950)
Manajemen Produksi Hulu
0.9143
= 2259 psia
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 53 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir 6.3. GRAFIK YANG DIGUNAKAN
Gambar 1a. Korelasi Lasater, hubungan yg terhadap Pb γg/T
Gambar 1b. Hubungan M terhadap Tank Oil Gravity
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 54 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 2. Hubungan Untuk Memperkirakan Harga Ppc dan Tpc berdasarkan harga SG
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 55 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 3. Hubungan antara ∆VWt terhadap Temperatur
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 56 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 4. Hubungan antara ∆VWp terhadap Temperatur dan Tekanan
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 57 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 5. Kompresibilitas Air, termasuk Efek dari Gas Terlarut (menurut Dodson dan Standing)
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 58 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 6. Hubungan untuk Memperkirakan Gas Gravity dari Kelarutan dan Gravity
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 59 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 7. Hubungan antara Kelarutan Padatan terhadap Densitas Air Garam pada 14.7 psia dan 60 oF
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 60 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 8. Faktor Deviasi Gas Alam
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 61 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 9. Hubungan antara Perbandingan Viskositas terhadap Salinitas
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 62 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 10. Viskositas Emulsi Minyak dan Air Garam
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 63 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 11. Viskositas Gas Hidrokarbon Parafinik pada 1 atm (Carr, Kobayashi, dan Burrows)
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 64 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 12. Hubungan antara Perbandingan Viskositas terhadap Ppr dan Tpr
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 65 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 13. Tegangan Permukaan Minyak Mentah pada Atmosfir
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 66 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 14. Pengaruh Gas Terlarut terhadap Tegangan Permukaan
Manajemen Produksi Hulu
NO : TR 02.06 TEKNIK RESERVOIR JUDUL : ANALISA FLUIDA RESERVOIR Halaman : 67 / 67 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003 SUB JUDUL : Korelasi Karakteristik Fluida Reservoir
Gambar 15. Pengaruh Tekanan dan Temperatur terhadap Tegangan Permukaan
Manajemen Produksi Hulu
