1._pendahuluan_critical_point_properties.ppt

PENDAHULUAN Dahulu di USA didapatkan gas yang dianggap tidak dipakai Gas dibakar sebagai flare Dengan berkembangnya ilmu pengetahuan, gas dimanfaatkan sebagai bahan pemanas ( terutama pada musim dingin ) - Gas digunakan sebagai power plant - Gas digunakan sebagai gas lift - Gas dipikirkan sebagai gas process : * LPG * Pupuk * LNG * Methanol

PERKEMBANGAN GAS DI INDONESIA :

Tahun 1950  Tahun 1966  Tahun 1970  Tahun 1970  Tahun 1977 

PT STANVAC INDONESIA ( gas ) PUSRI ( gas sebagai proses ) LPG Rantau Carbon Black Rantau LNG Bontang LNG Arun

Agar gas tidak kotor  harus mempunyai komponen Sulfur ( S ) yang rendah Agar gas bersih, maka harus bebas dari : CO2  H2S  H2O ( Uap Air )  Nikel  Uap Mercury  Vanadium ( Vd ) 

FOSSIL ENERGY RESOURCES - RESOURCES : - Fossil

- Non Fossil -

DIAGRAM SPECTRUM SCHEMATIC FOSSIL : Makin Ringan

2

1

Makin Berat

4

3

6

5

8

7

10

9

11

12

Keterangan Angka : 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.

Methan Natural Gas Condensate Light Oil With Associated Gas Undersaturated Crude Oil Heavy Oil Tar Sand Oil Shade Peat Brown Coal Bituminuous Coal Anthrasite

Dalam Fossil Energy ini Menimbulkan Suatu Panas BTU ( British Thermal Unit ) Diagram Venn Fossil : Gas

Liquid Semi Solid Solid

Mac Kelvey Reserve Identified PROVE

Probable 50%

Undiscovered Speculative Possible 25%

PARA MARGINAL

SUB MARGINAL Degree Of Certain

• FEASIBILITY Of Economy Recovery Prove Probable Possible

Reserved ( cadangan )

- Para Marginal ( ada data )  exploration well yang sudah di tes tapi belum tahu radiusnya. - Sub Marginal ( tidak ada data )  seismic, explorasi.

• Resources ( Sumber Daya ) • Gas Utilitation in General

• Gas

Process Fuel

FUEL : • City Gas • Power plant • Cement factory

• Steel factory • Pabrik kapur • Pabrik garam

• Pabrik gelas • Refrigeration

PROCESS : • • • • • • • • • •

LNG  Bontang, Arun LPG  Sumatera selatan NGL  Arco Methanol  Bunyu Fertilizer  Aceh Olivine  Aceh Aromatic  Sumatera selatan Sponge iron  Jawa barat Carbon black  Sumatera utara Others….

INDUSTRI

 Fuel ( bahan bakar )  Process ( chemical )

DOMESTIC

 Fuel  Process

• Heating • Illumination • Cooking • Water heating • Refrigeration

tahun 1950  Electric

Banyak chemical yang dapat diproduksi dari natural gas seperti synthetic gas, H2 , synthetic amoniac, ethylene, asetyhlene, carbon, aromatic, liquid, fuels, butadine dan helium

NATURAL GAS TERBAGI ATAS : 1.

2.

3.

4.

NON HYDROCARBON MATERIAL : N2, CO2, H2S, He, Hg, Vd, etc Dry Gas Methane, ethane, sedikit prophane LPG Propane, isobutane, n Butane Natural gasoline ( NGL ) isobutane s/d n. Heptane

Proses seperti : • Electric thermal process • Chatalic process • Photosynthetic process Adalah dipergunakan u/ mempercepat dan mengatur susunan daripada methane dan sebagainya dengan menambahkan elemen – elemen lain seperti : O2, Cl, N2 Selain itu juga perlu dibicarakan Metode Konversi dimana konversi tersebut digunakan untuk suatu proses seperti halnya: • Hydrogen • Synthetic amoniac

List daripada CONVERSI METHOD : 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

Decomposition Oxidation Halogenations Nitratation Sulphurization Desulfurization Hydrogenation Dehydrogenation Alkylation Polymerization Isomeritation Cyclisation aromatic Hydrocarbon synthesis

Contoh: CH4 + O2

oxydation

H2 + CO

Pada tiap – tiap metoda konversi perlu ditunjukkan reaksi kimia yang terjadi dan apa hasilnya, misalnya: Thermal chatalic oxidation mengandung reaksi molekul : CO2 + CO2 + Udara CO2 yang mengandung udara aktif atau dengan panas katalis maka terjadilah gabungan antara H2 dan O2 itu.

CONTOH :

C2H6 + O2

Partial

3H2 + 2CO

Oxidation

2C2H6 + 7O2

Maximum

6H2O + 4CO2

Oxidation

C2H6 + 4H2O

Hydrogenation

7H2 + 2CO2

dipanaskan + katalis

2C2H6 + O2

Heat Pressure

2C2H5OH

Selain Kebutuhan diatas, gas juga digunakan :

-

Gas fire incineration Combustion Commercial kitchen gas appliances Boiler Industry gas oven Dryer Gas turbine Dll…

GAS PROPERTIES I. GAS IDEAL Sifat – sifat : - BOYLE

PV = C

- CHARLES GAY LUSSAC ;

P C T

- BOYLE + GAY LUSSAC

PV C T

V C T

- AVOGADRO

PV R T

- BOYLE + GAY LUSSAC + AVOGADRO

PV  nR T Harga R berubah – ubah tergantung satuannya : 

R = 0,08205 l atm ºK-1 mol-1



R = 10,72 cuft psia ºR-1 lb mol

GAS MIXTURE KOMPOSISI

Keadaan / jumlah % dari komponen yang terdapat [yang menyusun] suatu zat.

KOMPONEN

Apa saja yang terdapat didalam suatu zat (penyusun). Mis : C1, C2, C3, C4, C5, C6 H2, H2S, H2O

Gas Hidrokarbon

Gas Non Hidrokarbon

SWEET GAS

SOUR GAS

* C1 s/d C6 * Mempunyai Heating Value (BTU / hr).

* N2, H2S, Hg * Tidak punya Heating Value. Tidak mengandung H2S.

Mengandung H2S didalam % tertentu.

IMPURITY

Gas – gas yang berbahaya. mis : * N2 * H2S * Uap H2S - Corrosive bagi alat. * Uap Hg - Berbahaya bagi alat & manusia. * CO < 100 ppm - Manusia mulai hilang kesadaran.

GAS MIXTURE adalah campuran dari komponen – komponen C, khususnya didalam Reservoir, mis : * C1, C2 * C2, C3, C4 * C1, C2, N2, CO2, H2S

COMPONENT

Yi

C1

20

C2

20

C3

20

C4

20

C5

5

C6

3

N2

8

CO2

1

H2S

3 Σ Yi = 100 %

Pc

Tc

Heating Value

MOLE %

ni MOL %   100 %  ni

WEIGHT %

Wi Wi %   100 % Wi

VOLUME %

Vi Vi %   100 % Vi

Hubungan antara MOLE % dan VOLUME % Vi = K . ni K = Konstanta

Vi  100 % Vi %   Vi K ni  100 %   K ni ni  100 %   ni VOLUME % = MOLE %

Hubungan antara MOLE % dan WEIGHT % Compos ition

Wt

Wt %

MOL (Ni) / 100 lb

MOLE %

CH4

60

60 %

60 / 16 = 3,75

C2H6

20

20 %

20 / 30 = 0,667

3,75  100 %  77,86 % 4,816 0,667  100 %  13,85 % 4,816

C3H8

10

10 %

10 / 44 = 0,227

C4H10

10

10 %

10 / 58 = 0,172 Σ Ni = 4,816

0,227  100 %  4,71 % 4,816 0,172  100 %  3,57 % 4,816

Compos ition

MOLE %

Wt

Wt %

CH4

77,86

0,7786 x 16 = 12,46

12,86  100 %  60 % 20,76

C2H6

13,85

0,1385 x 30 = 4,16

4,16  100 %  20 % 20,76

C3H8

4,71

0,0471 x 44 = 2,07

2,07  100 %  10 % 20,76

0,0357 x 58 = 2,07

2,07  100 %  10 % 20,76

C4H10

3,57

Σ Wt = 20,76

MW   MW  Yi

BERAT MOLEKUL

ni Yi   ni Density Gas

PV R T

Wt Dg  V PV = R T PV = n R T

nRT V P PMW Dg  RT

Untuk 1 mole

Untuk 1 mole Untuk n mole

Dg Sg  Dudara

SG Gas

PMWgas Sg 

Jika : Pst = 14,65 psia Tst = 60 ºF

Sg 

SGgas

MWgas MWudara

udara   gas

Dg  Dudara

Sg 

nRT

PMWudara

nRT

MWgas 28,97

Diukur oleh alat ukur yang disebut Gas Spesific Gravity Balance

Untuk di lapangan (field) untuk mencari SG gas maka : t 2 SG gas

 gas    t  udara  

SG

Dgas Dudara

 t gas    t  udara 

 SG

2

dimana t = waktu (detik) DALTON

RT P   ni V

II. GAS NON IDEAL VAN DER WALLS a    P  V 2  V  b   RT

Untuk 1 mole dimana : a = Konstanta tumbukan molekul b = Konstanta volume terhadap tempatnya

 an 2   P  2  V  nb  nRT V  

Untuk gas ideal

Untuk n mole

PV = RT

Untuk Persamaan VAN DER WALLS a v b v

<<< >>> <<< >>>

a    0 v

v  b  

Persamaan VAN DER WALLS sangat baik untuk laboratorium atau untuk penyelidikan, sedangkan untuk engineering calculation tidak dapat dipakai, hal ini karena sangat sukar untuk dapat harga a & b. Dan membutuhkan waktu yang lama sehingga dalam operasi [khususnya di lapangan] sangat tidak efisien. Karenanya didesign suatu harga tertentu yaitu dengan menggunakan GAS COMPRESSIBILITY FACTOR (z).

Volume Actual P, T  , n mole z Volume Ideal P, T  , n mole

CARA MENCARI HARGA Z Menggunakan grafik masing – masing komponen PV  znR ; z = f (P,T) T

Menggunakan grafik untuk semua komponen z = f (Pr,Tr)

T Tr  Tc

Reservoir Temperature (T) Critical Temperature (Tc)

P Pr  Pc

V Vr  Vc  r  c

Ppc   Yi . Pci

Tpc   Yi . Tci

Reservoir Pressure (Pr) Critical Pressure (Pc) Reservoir Volume(Vr) Critical Volume (Vc) Reservoir Density(Vr) Critical Density (ρc) Reduced Density(ρ) Pseudo Critical Pressure Pseudo Critical Temperature

M a   Yi . M i

Critical Point Adalah suatu keadaan kritis dimana fasa cair dan fasa gas didalam suatu keadaan setimbang dimana bila ada perubahan akan terjadi pemindahan fasa berdasarkan sifatnya. Ppr = P z -----------Ppc Tpr Tpr = ppr

T Tpc

( Gas Natural menurut KATZ q1 standing ) Berdasarkan dari STATE OF LAW bahwa grafik ini mempunyai kesalahan (accuracy) sebesar ≈ ± 4-5 % → Z. Dengan diketahuinya z maka dapat dikorelasikan kembali untuk masing-masing komponen yang kemudian dapat diketahui kebenarannya.

Cara mencari Z, Dg, Sg bila: 1. Diketahui komposisinya 2. Diketahui Sg, dst Dengan koreksi atau tidak dengan koreksi (ex. 29 → CHI) Contoh :

•

Comp C1

Yi y1

Mi M1

Pc

Tc

Mi%

C10 H2 CO2 Ppc =… Tpc =…

Pci

Tci

Sg =

m 28.97 P = 2000 Psia T = 150˚ F

= 14,91 28.97

=

0,686

Ppc = 2000/633.3 Tpc = 610/374.1 = 3,02 = 1,63 Contoh : 2. Dik : Sg Gas Ppc = 709,604 – 58,718 x SG → 2,33 Tpc = 170,491 + 307,344x SG → 2,34 Karena H2S = 0 → tidak perlu menggunakan koreksi,tapi jika mengandung H2S, maka perlu dikoreksikan. Fig 2.5 → SG Ppc = … Tpc = …

Other Gas

Tpc

Condensate

Other Gas

Ppc

Condensate Sg

Ppc (grafik) → x Tpc (grafik) → y

Sg

harus dikoreksikan dengan N2 , H2S, CO2

Untuk Tpc : Other Gas Tpc Tpc

0 Condensate H2S %

N2 %

Tpc = Y ± H2S ± N2 ± CO2

Tpc

CO2 %

Untuk PPc :

Ppc 0

Ppc 0

H2S %

Ppc 0

N2 %

CO2 %

Untuk sour gas dimana % H2S didalam Limitation tertentu maka perlu adanya ADJUSMENT PSEUDO untuk TEMPERATURE dan PRESSURE yang tergantung pada suatu bilangan

ε3 = 120 [ A^0.9

- A^1.6

ε3 :

] + 15 [ B^0.5 - B^4 ]

Dimana : A = jumlah mol fraksi H2S + CO2 B = mol fraksi H2S Untuk mencari

ε3 ini dapat dilihat dari Fig 2.6, CHI. Sehingga dapat dlihat / dicari : Tpc’ = Tpc -

ε3

Adjusted Pseudo Critical Temperature

Ppc’ = Ppc -

ε3

Adjusted Pseudo Critical Pressure

Kembali ke Fig 2.4 → dapat dicari z Tpr = T /Tpc’ P/Ppc’

Ppr =

Contoh : (ex 2.10 CHI) HALL YARBOROUGH

Z = (0,06125 P pr te 1.2 (1-t)2)/ y …….(2.40) T = Pseudo Reduced Temperature (Tpc/t) y = Reduced Density (lihat formula 241)

DRANCHUCK 3 3 Z = 1 + [ A1 + A2/Tr+ A3/Tr 3] ρr + [ A4 + A5/Tr 5] ρr²/Tr + A5 A6 Pr/Tr + A7 Pr x [ 1 + A8 ρr²]exp [ A8 ρr² ]

GOPAL METHOD (1997) Fpy = super compressibility dimana : 1 ² Z= Fpv →

PV = N Z R T Z = PV nRT

1 = (Fpv)²

PV nRT (Fpv)²

=

1 (Fpv)² = nRT PV (Fpv) = nRT PV Dengan metode memotong garis lurus untuk bagian dari zfactor chart. Rumus yang digunakan :

√

z = Pr (A.Tr + B) + C.Tr + D

Hasil dari A,B,C dan D untuk kombinasi P dan T dapat dilihat dalam tabel 2.4. Cat : Pr yang diatas 5,4, tidak menggunakan tabel ini.

COMPRESSIBILITY NATURAL GAS UNTUK IDEAL GAS (Cg)

C = - 1 ∂v v ∂P V = nRT → ρ →

∂v ∂P Y ∂y ∂p

= = =

- nRT P² - c/p 1 P²

CG (≠z) = -1/ (n R T / P)

= -P nRT Cg = 1 P

- nRT P²

-nRT P² z = faktor compressibilitas Cg = Compressibilitas

COMPRESSIBILITY NATURAL GAS UNTUK REAL GAS (CG) V = ∂v = ∂p =

ZnRT P -ZnRT + nRT ∂z P² P ∂p nRT 1 ∂z - Z P∂p P²

→ untuk t tetap

Cg = Cg =

=

Cg =

- 1/v -

∂v ∂p

P ZnRT

nRT

-

P ZnRT

ZnRT

1 P

-

Padahal : ∂z = ∂z ∂p ∂ Ppr

∂z P∂p

-

z P²

∂z Pz∂p

∂z Z ∂p ∂ Ppr ∂p

Cg = 1 1 P Ppc Untuk Ppr = P Ppc

=

∂z ∂ Ppr →

1 Ppc

∂z ∂ Ppr

P = Ppr . Ppc

1 P²

Cg

=

1 Ppr . Ppc

=

1 Ppc

Cg . Ppc =

-

1 Ppr 1 Ppr

1 Z . Ppc -1 Z

∂z ∂ Ppr

Tpr

∂z ∂ Ppr

1 ∂z Z ∂ Ppr

=

Cr

Dimana = Cr = Pseudo Reduced Compressibility dengan menggunakan persamaan GOPAL (2.44) ∂z ∂ Ppr CPr

Tpr

=

1 Ppr

=

-

A

1 Z

Tpr + B

( A Tpr + B)

Dengan menggunakan persamaan : 2.42, 2.43, 2.49 maka : CPr = 1 PPr

0,27 ((∂z / ∂ Pr) TPr) Z² TPr (1 + (Pr/z (∂z / ∂ Pr) Tpr))

∂z TPr = A1 + A2/Tpr + A3/TPr³ + 2 (A4 + A5 / TPr) Pr + 5 A5 (ρr 4/ TPr) + (2 A7 ρr / TPr³) (1 + A8 ρr² - A8² ρr²) exp (- A8 ρr²) (2.55) Persamaan ini untuk ; Fig 2.8 dan 2.9

VISCOSITY OF NATURAL GAS Viscosity adalah suatu ukuran yang menyatakan suatu tahanan terhadap suatu aliran daripada fluida. Viscosity ada 2 : * Dynamic Viscosity (µ) * Kinematik Viscosity (v)

Dimana : µ = centipoise (cp) v = centistoke (Cst) 1 cp = 1 gram massa / 100 sec cm = 6,72 x 10 -4 Lb mass / ft sec 1 Cst = 1 cm² / 100 sec

µg = ρg . Vg

Cara mencari µ : Dari experiment Dari hukum DARCY (waktunya lama)

Dengan METHODE CORRELASI

µG

= ∑ ( µ Gi

∑

Yi

Yi √ Mi )

√Mi

µG = f (M , T) µ = f (Pr , Tr) µ1 µ1 = Low Pressure or Dilote Gas Viscosity → Conversi

µ = Gas viscosity at high pressure Dari gambar fiG : 2.10, 2.11, dan 2.22

µ

CARR CORRELATION

100

µ1

∂T

M (Berat molekul)

Tapi harga µ1 harus di korelasikan terhadap % N2, % CO2, % H2S

SG µ

2,0

SG

0,7

0,6

% H2S

µ1 = µ1 + µ H2S + µ N2 + µ CO2

0,6

% N2

(µ1 dari grafik)

1,5

SG 0,6

% CO2

Perbandingan antara µ / µ1 , fig 2.11 dan 2.12

Pr

µ / µ1

Tr

µ = µ / µ1 x µ1 µ dapat dihitung.

µ / µ1

Tr

Pr

GAS VOLUME FACTOR (Bg) Gas volume factor (Bg) adalah perbandingan antara volume gas di reservoir dengan volume gas standar. Bg = Vg res Vg st

PV = n R T

V res = Z n R T P V st

= ZnRT Ps

Bg = V res = (Z n R T / P) V st (Z n R T / Ps) = (ZT / P) / (Z Ts / Ps) / (Ts/ Ps) = Z T Ps P Ts

Bg = 14,73 Tz P.520 Bg = 0,0283 5,615

=

0,0283 ZT P

ZT = 0,00504 ZT P P

CuFt Scf BarreL Scf

E = shrinkage gas factor E = 1 / Bg

Please do Read :

Water Vapor API Gravity Gas Gravity C weLL Two Phase Gas FactoR Convertion Equation

CHI IKO KU

Phase Behaviour

T 100-

0-

Cair

Beku

Cair

Q

Uap

System Suatu susunan tertentu dari suatu zat yg mempunyai suatu pebatasan dan terisolasi dari pengaruh lingkungan. ex: system methane, crude oil u/ mengtahui suatu system maka haruslah diketahui & ditentukan sifat-sifatnya

Properties dari System a. Extensive : Jika jumlahnya proportion dengan molekulnya ( molekulnya berbeda ) b. Intensive : Jika jumlah molekulnya berbeda Homogen system

intensive system

Komponen : suatu bagian dari suatu system Komposisi : suatu bagian dari system yg mempunyai volume tertentu Single Component System : a/ suatu system yg diisi oleh satu komponen saja Two Component System : a/ suatu system yg diisi oleh dua komponen

Phasa ( Wujud ) a/ bagian daripad system ( portion of a system ) ex : system gas= - porsi gas - bagian wujud dari system gas

Sifat-Sifat Phasa - homogeneous component - bounded by physcal surface - secara mekanis terpisah dari satu fasa ke fasa yg lain 3 phasa : solid, liquid, gas

Critical Point 



a/ suatu keadaan yg menyatakan besarnya tekanan dan temperatur suatu system intensif dari suatu fasa gas & liquid dimana keduanya berada dlm keadaan setimbang a/ tekanan dari suatu system dimana kedua fasa berada dalam keadaan setimbang

Bubble Point a/ suatu keadaan dimana terlihat gelembung gas sebesar ujung jarum, gas mulai keluar.

Dew Point a/ suatu keadaan dimana pertama kalinya terbentuk liquid sebesar ujung jarum

Retograde Reservoir a/ suatu keadaan dimana terjadi pengembunan kembali didalam suatu reservoir

Figure dibawah ini adalah single and two component system :

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

n Zi x   i  L  V Ki  1

(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

 yi  lim  v 0

n Zi 1 L V Ki

Atau 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  pb 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 injeksi 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