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  PT STANVAC INDONESIA ( gas ) Tahun 1966  PUSRI ( gas sebagai proses ) Tahun 1970  LPG Rantau Tahun 1970  Carbon Black Rantau Tahun 1977  LNG Bontang LNG Arun

Agar gas bersih, maka harus bebas dari : 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 Makin Berat 2 4 6 8 10 11 1 3 5 7 9 12

Keterangan Angka : 1. Methan 2. Natural Gas 3. Condensate 4. Light Oil With Associated Gas 5. Undersaturated Crude Oil 6. Heavy Oil 7. Tar Sand 8. Oil Shade 9. Peat 10. Brown Coal 11. Bituminuous Coal 12. Anthrasite

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

Mac Kelvey Reserve Identified Undiscovered Speculative PROVE Probable Possible 50% 25% PARA MARGINAL SUB MARGINAL Degree Of Certain

FEASIBILITY Of Economy Recovery Prove Probable Reserved ( cadangan ) Possible 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….

Cooking tahun 1950  Electric Water heating Refrigeration INDUSTRI  Fuel ( bahan bakar )  Process ( chemical ) DOMESTIC  Fuel  Process Heating Illumination Cooking tahun 1950  Electric Water heating Refrigeration

NATURAL GAS TERBAGI ATAS : 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 : 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 : 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.

C2H6 + 4H2O Hydrogenation 7H2 + 2CO2 CONTOH : C2H6 + O2 Partial 3H2 + 2CO Oxidation 2C2H6 + 7O2 Maximum 6H2O + 4CO2 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 ; - BOYLE + GAY LUSSAC

- AVOGADRO - BOYLE + GAY LUSSAC + AVOGADRO 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 * C1 s/d C6 * Mempunyai Heating Value (BTU / hr). Gas Non Hidrokarbon * N2, H2S, Hg * Tidak punya Heating Value. SWEET GAS Tidak mengandung H2S. SOUR GAS 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

C1 20 C2 C3 C4 C5 5 C6 3 N2 8 CO2 1 H2S Yi Pc Tc Heating Value COMPONENT Yi Pc Tc Heating Value C1 20 C2 C3 C4 C5 5 C6 3 N2 8 CO2 1 H2S Σ Yi = 100 %

MOLE % WEIGHT % VOLUME %

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

Hubungan antara MOLE % dan WEIGHT % Composition Wt Wt % MOL (Ni) / 100 lb MOLE % CH4 60 60 % 60 / 16 = 3,75 C2H6 20 20 % 20 / 30 = 0,667 C3H8 10 10 % 10 / 44 = 0,227 C4H10 10 / 58 = 0,172 Σ Ni = 4,816

Composition MOLE % Wt Wt % CH4 77,86 0,7786 x 16 = 12,46 C2H6 13,85 0,1385 x 30 = 4,16 C3H8 4,71 0,0471 x 44 = 2,07 C4H10 3,57 0,0357 x 58 = 2,07 Σ Wt = 20,76

BERAT MOLEKUL Density Gas PV = R T Untuk 1 mole PV = n R T Untuk n mole Untuk 1 mole

SG Gas Jika : Pst = 14,65 psia Tst = 60 ºF Diukur oleh alat ukur yang disebut Gas Spesific Gravity Balance

Untuk di lapangan (field) untuk mencari SG gas maka : dimana t = waktu (detik) DALTON

II. GAS NON IDEAL VAN DER WALLS Untuk 1 mole dimana : a = Konstanta tumbukan molekul b = Konstanta volume terhadap tempatnya Untuk n mole Untuk gas ideal PV = RT

Untuk Persamaan VAN DER WALLS 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).

CARA MENCARI HARGA Z Menggunakan grafik masing – masing komponen ; z = f (P,T) Menggunakan grafik untuk semua komponen z = f (Pr,Tr) Reservoir Temperature (T) Critical Temperature (Tc)

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

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 Ppc Tpr = T Tpc z - - - - - - - - - - - - Tpr ppr ( 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: Diketahui komposisinya Diketahui Sg, dst Dengan koreksi atau tidak dengan koreksi (ex. 29 → CHI) Contoh : Comp Yi Mi Pc Tc Mi% Pci Tci C1 y1 M1 C10 H2 CO2 Ppc =… Tpc =…

Sg = m = 14,91 = 0,686 28.97 28.97 P = 2000 Psia T = 150˚ F 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 = …

Ppc (grafik) → x harus dikoreksikan dengan Other Gas Other Gas Tpc Ppc Condensate Condensate Sg Sg Ppc (grafik) → x harus dikoreksikan dengan Tpc (grafik) → y N2 , H2S, CO2 Untuk Tpc : Other Gas Tpc Tpc Condensate H2S % N2 %

Tpc Tpc = Y ± H2S ± N2 ± CO2 CO2 % Untuk PPc : Ppc Ppc Ppc H2S % N2 % CO2 %

A = jumlah mol fraksi H2S + CO2 B = mol fraksi H2S Untuk sour gas dimana % H2S didalam Limitation tertentu maka perlu adanya ADJUSMENT PSEUDO untuk TEMPERATURE dan PRESSURE yang tergantung pada suatu bilangan ε3 : ε3 = 120 [ A^0.9 - A^1.6 ] + 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’ Ppr = P/Ppc’ 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)

Fpy = super compressibility dimana : 1 ² 1 Z = = Fpv (Fpv)² DRANCHUCK Z = 1 + [ A1 + A2/Tr+ A3/Tr ] ρr + [ A4 + A5/Tr ] ρr²/Tr + A5 A6 Pr/Tr + A7 Pr x [ 1 + A8 ρr²]exp [ A8 ρr² ] GOPAL METHOD (1997) Fpy = super compressibility dimana : 1 ² 1 Z = = Fpv (Fpv)² → PV = N Z R T Z = PV n R T 3 3 3 5

√ P V = 1 n R T (Fpv)² (Fpv)² = n R T P V (Fpv) = n R T Dengan metode memotong garis lurus untuk bagian dari z-factor 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. √

C = - 1 ∂v v ∂P V = n R T → ∂v = - n R T ρ ∂P P² → Y = - c / p COMPRESSIBILITY NATURAL GAS UNTUK IDEAL GAS (Cg) C = - 1 ∂v v ∂P V = n R T → ∂v = - n R T ρ ∂P P² → Y = - c / p ∂y = - 1 ∂p P²

CG (≠z) = -1/ (n R T / P) - n R T Cg = 1 z = faktor compressibilitas P Cg = Compressibilitas COMPRESSIBILITY NATURAL GAS UNTUK REAL GAS (CG) V = Z n R T P ∂v = - Z n R T + n R T ∂z → untuk t tetap ∂p P² P ∂p = n R T 1 ∂z - Z P∂p P²

Cg = - 1 / v ∂v ∂p Cg = - P n R T ∂z - z Z n R T P∂p P² = - P Z n R T ∂z - 1 Z n R T Pz∂p P² Cg = 1 - ∂z P Z ∂p Padahal : ∂z = ∂z ∂ Ppr = 1 ∂z ∂p ∂ Ppr ∂p Ppc ∂ Ppr Cg = 1 - 1 ∂z P Ppc ∂ Ppr Untuk Ppr = P → P = Ppr . Ppc Ppc

Cg = 1 - 1 ∂z Tpr Ppr . Ppc Z . Ppc ∂ Ppr = 1 1 - 1 ∂z Ppc Ppr Z ∂ Ppr Cg . Ppc = 1 - 1 ∂z = Cr Ppr Z ∂ Ppr Dimana = Cr = Pseudo Reduced Compressibility dengan menggunakan persamaan GOPAL (2.44) ∂z Tpr = A Tpr + B ∂ Ppr CPr = 1 - 1 ( A Tpr + B) Ppr Z

Dengan menggunakan persamaan : 2.42, 2.43, 2.49 maka : CPr = 1 - 0,27 ((∂z / ∂ Pr) TPr) PPr Z² TPr (1 + (Pr/z (∂z / ∂ Pr) Tpr)) ∂z TPr = A1 + A2/Tpr + A3/TPr³ + 2 (A4 + A5 / TPr) Pr + 5 A5 (ρr / TPr) + (2 A7 ρr / TPr³) (1 + A8 ρr² - A8² ρr²) exp (- A8 ρr²) (2.55) Persamaan ini untuk ; Fig 2.8 dan 2.9 4

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 Lb mass / ft sec 1 Cst = 1 cm² / 100 sec µg = ρg . Vg -4

µ1 = Low Pressure or Dilote Gas Cara mencari µ : Dari experiment Dari hukum DARCY (waktunya lama) Dengan METHODE CORRELASI µG = ∑ ( µ Gi Yi √ Mi ) ∑ Yi √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

Tapi harga µ1 harus di korelasikan terhadap % N2, % CO2, % H2S CARR CORRELATION 100 µ1 ∂T M (Berat molekul) Tapi harga µ1 harus di korelasikan terhadap % N2, % CO2, % H2S SG SG SG µ1 = µ1 + µ H2S + µ N2 + µ CO2 (µ1 dari grafik) 1,5 2,0 0,7 µ 0,6 0,6 0,6 % H2S % N2 % CO2

Perbandingan antara µ / µ1 , fig 2.11 dan 2.12 µ = µ / µ1 x µ1 µ dapat dihitung. Pr µ / µ1 µ / µ1 Tr 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 V res = Z n R T P V st = Z n R T 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 PV = n R T

Bg = 14,73 Tz = 0,0283 ZT CuFt P.520 P Scf Bg = 0,0283 ZT = 0,00504 ZT BarreL 5,615 P P 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 Uap T Cair 100- 0- Beku Cair Q

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

Phasa ( Wujud ) 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+ Mol, wt Cn+ GOR, scf/STB Tank-oil gravity,oAPI 53.45 6.36 4.66 3.79 2.74 3.41 25.59 100 247 1078 34.5 87.01 4.39 2.29 1.08 0.83 0.60 3.80 112 18200 60.8 95.85 2.67 0.34 0.52 0.08 0.12 0.42 157 105000 54.7

Figure 2.1 Pressure-Temperature diagram for a gas-condensate 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 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: 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 (2.2) Material Balance pada komponen ke – i Zi n = xi L + yi V (2.3) Mengeliminasi yi dari Persamaan 2.1 dan 2.3, Zi n = xi L + xi Ki V

atau (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 (2.7)

Figure 2.2 Flow Diagram

Persamaan yang sama dapat menghasilkan penyelesaian komposisi dari fasa uap menggunakan Persamaan 2.6 (2.8) Perhitungan dapat disederhanakan dengan memisalkan nilai n = 1; Persamaan 2.7 dan 2.8 disederhanakan menjadi: (2.9) Dan (2.10)

2.2.2 Perhitungan dari Convergence Pressure dan Equilibrium Ratios 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 Figure 2.3 Typical equilibrium ratios at 220 oF. Dashed lines are the ideal ratios.

1. Diasumsikan fasa liquid atau buat sebuah aproksimasi 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 (2.11) Atau Σ Ki Zi = 1

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 atau (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. 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 Dimana Rg adalah GOR awal di permukaan, SCF

Mol total fluida dalam 1 barrel minyak dan Rg gas CF adalah Jadi, spesifik gravity fluida sumur adalah Mw / 28.97, atau

The tank oil specific gravity didapat dari API gravity of the tank oil menggunakan persamaan Bila berat molekul tank oil tidak diketahui, dapat digunakan formula Craft and Hawkins:

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 : dimana Np = produksi kumulatif stock tank oil

T = temperatur reservoir, °F °API = initial stock tank oil API gravity 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 : 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 :

2.6 RESERVOIR PERFORMANCE PREDICTON Prediksi performa akan datang dari reservoir gas-condensate 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) (res BBL) Vre = 43560 A h Φ (1- Sw) (cu ft) Volume gas basah awal (Gwg) (scf)

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

Recovery dari gas dan kondensat dapat diubah ke mole dengan persamaan : dimana (np)wg = produksi gas basah kumulatif (lb-mol) (Gp)wg = produksi gas basah kumulatif (scf) 379.4 = faktor peubah satuan (scf/lb-mol) (np)L = kumulatif produksi kondensat (lb-mol) (Gp)L = kumulatif produksi kondensat (BBL) ρL = densitas rata2 dari seluruh produksi kondensat (lbm/gal) ML = berat molekul rata2 dari seluruh produksi kondensat (lbm/lb-mol)

Gas kering atau residu yang terproduksi sampai tekanan abandon : Efisiensi produksi (dalam fraksi) untuk gas basah dan kondensat :

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 = kumulatif produksi gas basah (scf) Gwg = gas basah di reservoir (scf) (ER)m = efisiensi reservoir total (dari step 1)

3. Volume kondensat yang terproduksi selama periode cycling dimana (CL)rem = kandungan kondensat dalam gas basah (STB/MMscf)

Blow Down Dry Gas 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 Ada/tidaknya black oil Ukuran besar cadangan Komposisi dan kandungan HC reservoir Produktivitas dan injektivitas sumur Variasi permeabilitas 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