Select Page

Bubble Point dan Dew Point sangat penting sekali terhadap reservoir, karena menentukan jenis phase yg ada dalam reservoir. Apabila Tekanan Initial reservoir >= Bubble Point Pressure, umumnya phase yg ada dalam oil reservoir adalah 2 phase : Oil and Water (Gas terlarut dalam oil – No Gas Cap dalam reservoir).

Tanya – frans_tommy

Saya sudah beberapa waktu ini bergelut dengan pekerjaan riset MIGAS, khususnya karakteristik dari hidrokarbon. Mohon bantuan rekan-rekan millis untuk memberikan pencerahan tentang beberapa hal berikut:

1. Seberapa penting ‘Bubble dan Dew Point Pressure’ dalam proses produksi?

2. Apa pengaruh Bubble/Dew Point Pressure terhadap reservoir?

3. Apa pengaruh proses produksi terhadap Bubble/Dew Point Pressure?

4. Bagi yang mengetahui istilah CCE (Constant Composition Expansion), apa pengertian dari CCE?

5. Apa hubungan CCE terhadap karakteristik reservoir?

Maaf kalau pertanyaannya borongan. Kiranya rekan-rekan millis ada yang bisa memberikan pencerahan, Terima kasih.

Tanggapan 1 – Rusdi Hidayat Susilo

Dear Frans,

Saya akan coba jawab pertanyaan anda, bila ada kekurangan barangkali kawan2 yg lain dapat menambahkan nya.

1. Sebagai karakteristik fluida reservoir, Pb (bubble poin pressure) and Pd (dew point) yang mempengaruhi besar/kecilnya envelope dalam diagram P vs T. Dalam proses produksi, bila tekanan reservoir sudah mencapai Pb maka pada saat itu sudah mulai terbentuk gas di reservoir. Bila saturasi gas dalam reservoir sudah mencapai Sgr (residual gas saturation), maka gas tersebut akan mulai bergerak. Karena mobility gas jauh lebih besar dari mobility oil, maka pergerakan gas ini akan mengganggu pergerakan oil menuju sumur produksi. Akibatnya banyak oil yang tertinggal di reservoir dan recovery nya menjadi rendah. Oleh karena itu biasanya orang menggunakan injeksi gas atau water sebagai upaya mempertahankan tekanan reservoir supaya senantiasa diatas Pb tersebut.

Kiranya pertanyaan 2, 3 dan 4 sudah termasuk didalam jawaban diatas.

Ini dulu saja ya … nanti disambung lagi.

Mohon maaf kalau ada kekurangan penjelasan nya.

Tanggapan 2 – Rawindra

Pertanyaan no.3 belum sempat terjawab oleh kawan2.

Proses produksi (dan injeksi) mengganggu distribusi tekanan di reservoir.

Selalu terjadi pressure-sinks yang makin besar mendekati sumur produksi, dan sebaliknya untuk sumur injeksi air/gas.

Secara umum, dengan lepasnya gas-terlarut dari minyak di pori2 reservoir, atau mengembunnya gas .. dst., maka komposisi hidrokarbon berubah : menurunnya fraksi ringan minyak (atau fraksi berat gas).

Jadi titik gelembung minyak / titik embun gas (malah keseluruhan phase-envelope) akan bergeser turun akibat proses produksi, dan jangan lupa tidak seragam, y.i. makin besar dampaknya di dekat sumur2 produksi. Yang belum tentu dapat dipulihkan (naik kembali) oleh pressure-maintenance program.

Implikasinya adalah menjadi sangat pentingnya fluid-sampling & pengukuran tekanan awal reservoir pada program pengeboran sumur exploration-appraisal.

Sebisanya fluid-sample diambil pada kondisi reservoir yang ‘perawan’.

Tentu ini catatan pada tingkat pori2 / micro-reservoir.

Bagi reservoir yang ‘relatif besar’, dianjurkan membuat serangkaian reality-checks, sebelum berasumsi/mengabaikan sebagian atau semua hal di atas.

Tanggapan 3 – roeddy setiawan

Dear pak Frans,

Penting banget pak Buble point dan dew point. misal dlm produksi idealnya minyak bumi ada dalam keadan satu phase, i.e liquid ..dr reservoir, terus ke lobang bor via perforation, kalau dibawah buble point nya produksi tidak bisa optimal karena transport properti vapor dg liquid berbeda ahirnya recovery tidak optimal banyak liquid ketinggalan.

Pertanyaan ke tiga nih kurang jelas,,,

Tapi secara riel begini pak ,,, dew point dan buble point tergantung dr pressure dan temp serta species hydrocarbon plus inert nya ( n2,co2,h2s,c1,c2 dan seterusnya) kalau banyak heavys dew point pressure nya rendah dan sebaliknya,,,, umumnya gas yng menunggalkan separator ada pada kondisi buble point nya ,,,,,nah kalau selanjutnya ada kehilangan panas ,,, otomatis vapor tersebut di daerah 2 phase m,,,,,, selanjutnya transport property memburuk,,, banyak condensate di p/l ,,,, kalau di pig ,, nanti bisa jadi problem atau pun menyebabkan facilitas di hilirnya shutdown,,, kalau sudah begini hulunya juga terpengaruh.

CCE itu sebetulnya cara yg paling murah untuk mendapatkan reservoir characteristik. say abandonment pressure bapak tentukan 200 psig,,,, nah sample bapak di flash di level tsb,,, lalu diukur brp gas brp liq,,,, dr situ gas beapa duit… liquid berapa duit,,,, kalau dihitung hitung junkir balik,,, pake pinjem dlll ternyata jumlahan dolarnya lebih kecil dr onkos buat ngeluarin nya yah dibilang tidak prospek.

Kalau constant volume expansion,,, nah ini lebih mendekati keadaan sebenarnya menurut skenario produksi, jadi sample di flash bertingkat masing2 liq & vap dihitung,,,selanjutnya sama tapi bisa memberikan ekonomi berbeda krn liq recov biasanya lebih okey.

Mudah mudaahan membantu bapak dalam riset nya …

Tanggapan 4 – Rawindra

Istilah lebih umum dalam riset PVT fluida reservoir adalah proses differential-liberation vs. flash-liberation.

Yang pertama, tekanan sel-PVT diturunkan bertahap melalui ekspansi sel, lantas memisah gas yang terlepas – setelah di akhir setiap tahap selesai mengukur V masing2 fase. Proses ini lebih menyerupai apa yang terjadi di dalam reservoir, tapi ‘cukup jauh’ dari sumur produksi lho, sehingga kondisinya relatif setimbang setiap saat. Hasilnya adalah kurva oil FVF versus penurunan tekanan, sangat penting dalam perhitungan material-balance untuk verifikasi cadangan hidrokarbon di tempat (=duit !!). Kenapa penting ? Karena PVT assay (dan core assay, SCAL) adalah kelompok subsurface data yang paling dapat kita ‘pegang’ (figurative & literally), kan terkontrol ketat mulai dari wellsite sampai laboratorium. Sementara sebagian besar deskripsi (khususnya geometri) reservoir terwujud dari imajinasi para geologists & geophysicists …. apa boleh buat, boleh dong petanya ditekuk dikit, we’ll do the best in tuning up.

Yang kedua, nah ini barangkali disebut CCE, lebih menyerupai proses di separator yang ada di permukaan bumi. Makanya disebut flash karena prosesnya … jebret !! Disenangi dosen2, karena kita bisa diminta menentukan / memilih parameter single-, atau multi-stage, separation yang paling optimum (=max oil recovery & cost-effective). Hitungannya iterasi, dulu ikut ujian pada jaman transisi pemakaian slide-rule ke kalkulator digital, yang intensitas display-nya (lampu merah) sesuai sisa muatan batu baterei. Ujian open-book +3 jam, modalnya tabel-grafik kesetimbangan komponen setebal bantal. Dan melewati magrib !! Ngga ada tuh yang berani protes atau keluar duluan.

Tanggapan 5 – Zein Wijaya

Mas Tomi,

Kalau boleh saya ingin mencoba menjawab pertanyaan anda dibawah sebatas pengetahuan saya (mungkin ada rekan rekan lain) yg bisa menambahkan:

Pertanyaan:

1 and 2 dan 3 Seberapa penting ‘Bubble dan Dew Point Pressure’ dalam proses

produksi dan thd reservoir? Apa pengaruh bubble/dew point thd proses produksi ?

Jawaban:

Bubble Point dan Dew Point sangat penting sekali thd reservoir, karena menentukan jenis phase yg ada dalam reservoir. (penjelasan detail secara teknis mengenai hal ini ada dalam attachment di email ini, mohon bantuan Pak Budhi untuk mendistribusikannya).

Apabilan Tekanan Initial reservoir >= Bubble Point Pressure, umumnya phase yg ada dalam oil reservoir adalah 2 phase : Oil and Water (Gas terlarut dalam oil – No Gas Cap dalam reservoir).

Catatan khusus : Kondisi ini tidak terjadi di semua reservoir, karena ada beberapa oil reservoir dimana Initial Res Pressure >= Bubble Point Presssure, ditemukan juga original gas cap (gas cap terbentuk karena biodegradation oil composition oleh microbacterial). Kebetulan reservoir yg sedang saya tangani di North Sea (Captain Reservoir), punya initial gas cap walaupun reservoir pressure = Bubble Point Pressure (Fluid di Captain Reservoir : Heavy Crude Oil)

Demikian juga untuk gas reservoir, apabila Initial reservoir pressure > Dew Point Pressure, umumnya phase fluida yg ada di dalam reservoir adalah single phase – gas (No Liquid / Condensate).

Pada saat reservoir (Oil Reservoir / Gas Reservoir), kita produksikan, umumnya akan terjadi penurunan tekanan reservoir kalau tidak ada fluida lain yg menggantikan oil dan gas yg kita produksikan (No Water Injection / No Aquifer Support). Apabila penurunan tekanan reservoir dibawah bubble point pressure, biasanya gas yg terlarut akan terbebaskan dari oil, dan membentuk free gas di dalam reservoir (biasanya orang minyak menyebut dengan istilah terbentuk secondary gas cap). Demikian juga hal yg sama terjadi dalam reservoir gas, karena ada penurunan tekanan selama produksi, terbentuk liquid dalam gas reservoir, yg kita kenal dengan sebutan retrogade condensation (untuk mengetahui detail ttg proses ini silahkan lihat attachment dalam email ini, bisa dilihat penjelasan detail dengan menggunakan diagram phasa yg ada).

Proses terbentuknya fluida baru karena penurunan pressure ini, akan mengganggu proses produksi..sebagai contoh kalau selama ini anda memproduksi minyak dan dengan terbentuknya secondary gas cap, akan dapat mengganggu proses produksi minyak anda (Oil Prod is not optimal), karena jumlah minyak yg terproduksi biasanya mengalami penurunan karena terjadi gas coning sebagai contoh atau kalo anda menggunakan ESP (Electrical Submersible Pump) atau Tubing Pump bisa mengakibatkan terjadinya gas lock pada pompa anda. Yg mana ini akan sangat mengganggu proses produksi anda.

Demikian juga dalam produksi reservoir gas, terbentuknya condensate di sekeliling well bore (condensate banking) dapat mengganggu proses produksi gas anda sekaligus gas processing menjadi sedikit lebih rumit karena anda perlu memisahkan condesate dari gas.

Demikian kira kira informasi dari saya, semoga bisa menjawab pertanyaan 1,2, 3 dari Mas Frans

Untuk Pertanyaan No.4 dan 5:

4. Bagi yang mengetahui istilah CCE (Constant Composition Expansion), apa pengertian dari CCE?

5. Apa hubungan CCE terhadap karakteristik reservoir?

Jawaban saya:

Constant Composition (Mass) Expansion Test

The constant composition expansion (CCE) test, sometimes referred to as a

constant-mass expansion test, is used to measure dewpoint pressure, single-phase gas Z-factors, and oil relative volume below the dewpoint (“liquid dropout curve”). A sample of reservoir fluid is charged in a visual PVT cell and brought to reservoir temperature and a pressure sufficiently high to ensure single-phase conditions.

Pressure is lowered by increasing cell volume until a liquid phase is visually detected (through a glass window). Total cell volume and liquid volume are monitored from the initial reservoir pressure down to a low pressure (dictated by cell and sample size).

Pengaruh CCE thd karakteristik reservoir. Terus terang Saya agak bingung menjawab pertanyaan ini karena pada dasarnya CCE adalah salah satu test yg digunakan untuk menentukan dewpoint pressure dan Z Factor Single Phase Gas. Dengan melakukan CCE Test, anda bisa melakukan karakteristik thd reservoir gas anda.. Selain itu dengan melakukan CCE test, experimental datanya bisa digunakan untuk matching dengan EOS (Equation of State) model dari PVT Analysis yg anda lakukan di laboratory. Setelah EOS model dimatchkan dengan CCE data biasanya datanya bisa digunakan untuk memprediksi forecast performance dari reservoir gas anda (dengan Material Balance Method or Compositional Simulation).

Note : Selain CCE umumnya ada satu metode lagi yg bisa digunakan untuk menentukan karakteristik dari reservoir gas anda yaitu CVD (Constant Volume Depletion). Detail ttg CVD ini bisa anda lihat di attachment email ini.

Demikian untuk informasinya…Semoga bisa menjawab pertanyaan anda.

Share This