TUGAS FLUIDA RESERVOAR

Dosen : Zuher Syihab,S.T

Asisten : Agung Prasetyo N. (12207020)

Dirga Rikandhi (12207044)

RANDY CHANDRANA DINATA

12209002

TEKNIK PERMINYAKAN 2009

Secara umum, kelakuan dari fluida reservoar selama proses produksi

ditentukan oleh bentuk diagram fasanya dan posisi titik kritisnya. Klasifikasi dari

jenis-jenis fluida reservoar berdasarkan bentuk diagram fasanya ditentukan menjadi 5

buah tipe fluida reservoar yaitu black oil, volatile oil, retrograde gas, wet gas, dan dry

gas. Klasifikasi jenis fluida reservoar ini penting untuk ditentukan karena setiap jenis

dari 5 jenis fluida reservoar diatas memiliki karakteristik yang berbeda sehingga

pendekatan – pendekatan yang diperlukan oleh seorang petroleum engineer dalam

menentukan kebijakan seperti metode EOR yang digunakan, pengambilan sampel,

dan teknik perhitungan jumlah fluida yang ada akan berbeda antara satu jenis fluida

reservoar dengan jenis – jenis lainnya.

Identifikasi suatu jenis fluida reservoar dilakukan melalui observasi di

laboratorium, namun untuk simplifikasi, data – data yang diperoleh pada informasi

produksi juga dapat dengan mudah menentukan jenis fluida reservoar tersebut. Data

informasi tersebut antara lain perbandingan awal jumlah gas dan minyak pada

produksi (initial producing gas-oil ratio), massa jenis dari cairan hasil produksi, serta

warna cairan tersebut.

Black oil memiliki variasi penyusun yang relatif luas termasuk molekul –

molekul volatile, besar, dan berat. Diagram fasa P vs T black oil dapat dilihat

dibawah ini. Diagram Fasa Black

Oil memiliki jangkauan temperatur

yang besar. Garis – garis pada

diagram tersebut menunjukan

jumlah persentase dari liquid, garis

ini disebut juga quality line atau

garis isovolume. Garis vertikal 1-2-3

menunjukan perubahan tekanan

yang dialami reservoar selama

proses produksi. Garis 1-2

menunjukan fluida dalam keadaan undersaturated atau kemampuan untuk

melarutkan gas fluida tersebut belum mencapai titik maksimum. Titik 2 adalah titik

dimana gelembung uap pertama kali terbentuk (bubble point), sedangkan jika

dilanjutkan ke titik 3, fluida dalam keadaan saturated. Dalam proses pengangkatan ke

permukaan, semakin banyak gas yang terbentuk, namun dalam tipe black oil, jumlah

cairan yang terproduksi ke permukaan relatif besar (low-shrinkage crude oil)

Volatile Oil memiliki jumlah molekul berat penyusunnya lebih sedikit

dibanding dengan Black Oil. Penyusun volatile oil memiliki molekul penyusun kelas

intermediet (C2-C5). Jangkauan temperatur pada diagram fasa Volatile Oil lebih

pendek daripada Black Oil, serta Temperatur Kritisnya jauh di bawah Black Oil

bahkan mendekati suhu

reservoir. Terlihat pada diagram

fasa Volatile Oil disamping

bahwa dengan sedikit

pengurangan tekanan, gas yang

dihasilkan cukup banyak (mudah

menguap). Alur garis isovolume

pada Volatile Oil tidak

terdistribusi merata seperti pada

diagram fasa black oil, namun

bergeser lebih ke bubble pointnya. Selama proses produksi, gas terus dihasilkan dan

begitu sampai ke permukaan (titik separator) , perbandingan gas dan minyak relatif

besar (high-shrinkage oil).

Retrograde Gases memiliki diagram fasa yang lebih kecil dari diagram fasa

Black Oil maupun Volatile Oil. Titik kritis berada jauh di sebelah kiri dari

lengkungan. Diagram fasa Retrograde Gas memiliki titik kritis yang lebih kecil dari

temperatur reservoar namun memiliki cricondentherm yang lebih besar dari

temperatur reservoar. Hal ini diakibatkan oleh jumlah molekul berat yang menyusun

Retrograde Gas jauh lebih kecil dari minyak. Pada diagram fasa Retrograde Gases

terlihat bahwa di dalam reservoar seluruh fluida berwujud gas dan seiring dengan

proses produksi, penurunan tekanan mengakibatkan adanya gas yang terkondensasi

karena gas telah mencapai dew point (titik 2). Umumnya cairan kondensat tersebut

tidak mengalir (viskositas tinggi)

sehingga tidak dapat diproduksikan.

Jika penurunan tekanan akibat

produksi terus dilakukan (proses 2-

3) , maka cairan retrograde akan

kembali menguap sehingga sesaat

setelah sampai ke permukaan

(separator point) hanya terbentuk

sedikit cairan. Hal ini secara teori

dapat terjadi, namun pada

kenyataannya kemungkinan hal ini terjadi sangat kecil karena pengaruh dari

komposisi penyusun campuran yang berubah.

Seluruh diagram fasa dari campuran hidrokarbon yang didominasi oleh

molekul – molekul kecil akan berada di bawah temperatur reservoar. Pada diagram

fasa Wet Gases dapat terlihat bahwa

selama berada di reservoar dan proses

produksi, tipe fluida reservoar Wet

Gases akan selalu dalam wujud gas

(titik 1-2 tidak melewati lengkungan

fasa). Oleh karena itu tidak terbentuk

cairan pada reservoar, namun titik

separator (pada keadaan permukaan)

berada di dalam lengkungan fasa,

sehingga dari diagram Wet Gases dapat

disimpulkan akan terbentuk cairan

ketika fluida muncul di permukaan. Karena munculnya cairan pada permukaan inilah

maka disebut tipe Wet Gases. Wet Gases menghasilkan cairan dengan massa jenis

yang relatif mirip dengan Retrograde Gases.

Dry Gases sebagian besar tersusun atas methane dan beberapa intermediet.

Pada diagram fasa disamping terlihat bahwa selama di reservoar maupun proses

produksi (garis 1-2 tidak

melalui lengkung fasa ) fluida

reservoar yang diklasifikasikan

ke kelompok Dry Gases tetap

berwujud gas. Karena titik

separator berada di luar

lengkung fasa, maka dapat

disimpulkan juga bahwa Dry

Gases tidak membentuk cairan

di permukaan.

Berdasarkan Data Produksi serta Data PVT-nya, fluida reservoar tetap terbagi

menjadi 5 buah kelas yaitu black oil, volatile oil, dry gas, retrograde gas, dan wet gas.

Black oil merupakan jenis fluida reservoar dengan perbandingan gas dan

minyak yang terbentuk (Gas Oil Ratio) adalah kurang dari 2000 scf/STB , memiliki

stock tank specific gravity kurang dari 45o API, dan memiliki data formation volume

factor sebesar 2 res bbl/STB berdasarkan data PVT-nya melalui PVT testing. Hal ini

terkait dengan sedikitnya komponen ringan penyusun black oil. Ciri fisik berupa

warna yang dimiliki oleh fluida reservoar jenis ini adalah berwarna hitam gelap,

cokelat kehitaman, ataupun terkadang sedikit hijau tua, hal ini erat kaitannya dengan

senyawa hidrokarbon berat sebagai penyusun utamanya. Black oil memiliki kadar

heptanes sebagai penyusunya lebih dari 30% mol.

Volatile oil merupakan jenis fluida reservoar yang memiliki jumlah

perbandingan gas dan minyak yang terbentuk adalah 2000 – 3300 scf/STB, serta

memiliki Stock Tank oil specific gravity lebih dari 40o API, Formation Volume

Factor yang dimiliki oleh fluida reservoar jenis volatile oil adalah lebih dari 2.0 res

bbl/STB hal ini terkait dengan jumlah komponen ringan penyusun volatile oil yang

relatif lebih banyak dari black oil. Fluida reservoar jenis ini memiliki kandungan

heptanes berkisar antara 12.5 – 30 % mol.

PVT-testing yang dilakukan untuk volatile

oil memiliki kemiripan dengan PVT-

testing yang dilakukan untuk black oil,

namun data PVT yang dihasilkan berbeda.

Dapat dilihat pada data perbandingan uji

PVT black oil dan volatile oil disamping

bahwa hanya dengan penurunan sedikit

tekanan maka volumenya akan bertambah

signifikan dibanding dengan black oil.

Pada jenis fluida reservoar berupa retrograde gas, perbandingan jumlah gas

dan minyak yang terproduksi (Gas Oil Ratio) adalah 3300 scf/STB hingga 5000

scf/STB. Jenis ini memiliki cricondentherm yang relatif dekat dengan suhu reservoar.

Fluida reservoar jenis ini memiliki jumlah cairan yang sangat sedikit serta memiliki

penyusun heptanes kurang dari 12.5 % mol.

Pada wet gases dan dry gases, stock tank liquid yang dihasilkan memiliki

kemiripan angka specific gravity oleh stock tank liquid yang dihasilkan pada jenis

retrograde gases. Kedua jenis ini memiliki perbandingan gas dan minyak (Gas Oil

Ratio) yang relatif sangat besar yaitu sekitar 50000 scf/STB. Pada dry gases, baik

dalam reservoar maupun kondisi permukaan tetap berwujud gas, sehingga komposisi

penyusunnya ketika berada di reservoar dengan komposisi di permukaan relatif sama.

Sumber :

McCain, William D., Jr. : "The Properties of Petroleum Fluids – Second Edition," PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1990.

Danesh, Ali. : “PVT and Phase Behavior of petroleum fluids”, Elsevier, 1998