2.3.2. Berdasarkan Fasa Fluida

Hidrokarbon di dalam reservoar selalu merupakan campuran

beberapa komponen. Untuk itu perlu diketahui tentang system

campuran komponen hidrokarbon. Seperti diketahui bahwa

hidrokarbon bias berupa cair, yang dikenal dengan sebutan minyak,

dan bias berupa gas yang disebut dengan gas hidrokarbon. Dilihat

dari fasanya minyak bias diklasifikasikan menjadi minyak berat (low

shrinkage oil) dan minyak ringan (high shrinkage oil), sedang dalam

gas dibagi menjadi gas kering dan gas basah.Peninjauan dari

keadaan ini berdasarkan pada diagram fasa yang berupa diagram

tekanan dan temperatur untuk multi komponen.

2.3.2.1. Reservoar Minyak Berat

Diagram fasa dari minyak berat (low shrinkage crude oil)

diperlihatkan pada Gambar 2.26. Sebagai catatan disini adalah

bahwa daerah dua fasa mencakup kisaran tekanan yang lebar dan

juga bahwa temperatur kritik dari minyak adalah lebih tinggi dari

temperatur reservoar.

Garis vertikal 1 - 2 - 3 memperlihatkan pengurangan

tekanan dengan temperatur konstan yang terjadi apabila minyak

tersebut diproduksikan. Garis yang putus-putus memperlihatkan

kondisi tekanan-temperatur yang terjadi apabila minyak

meninggalkan reservoar dan mengalir melewati tubing menuju ke

seperator.

Gambar 2.26.Diagram Fasa dari Minyak Berat

Titik 1 menunjukkan bahwa keadaan reservoar dikatakan tidak

jenuh (undersaturated), sedangkan titik 2 menunjukkan keadaan

reservoar jenuh (saturated) dimana minyak mengandung gas

sebanyak-banyaknya dan suatu pengurangan tekanan akan

menyebabkan pembentukan fasa gas. Pada titik 3 fluida yang tetap

berada di reservoar terdiri dari 75% mol cairan atau 25% mol gas.

Titik yang menunjukkan tekanan dan temperatur di dalam

seperator terletak hampir dekat dengan garis titik gelembung yang

diperkirakan 85% mol minyak diproduksikan tetap sebagai cairan

pada kondisi seperator. Karena mempunyai prosentase cairan yang

cukup tinggi, maka minyak ini disebut “low shrinkage crude oil”.

Apabila diproduksikan maka minyak berat ini biasanya

menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar 500 scf/stb dengan

gravity 30oAPI atau lebih. Cairan produksi biasanya berwarna hitam

dan lebih pekat lagi.

2.3.2.2. Reservoar Minyak Ringan

Diagram fasa dari minyak ringan (high shrinkage crude oil)

diperlihatkan pada Gambar 2.10. Garis vertikal menunjukkan

pengurangan tekanan dengan temperatur tetap selama produksi.

Titik 1 dan titik 2 mempunyai pengertian yang sama dengan diagram

sebelumnya, bedanya apabila tekanan diturunkan di bawah garis

titik gelembung, prosentase gas akan lebih besar. Titik 3 reservoar

mengandung 40% mol cairan.

Diperkirakan 65% fluida tetap sebagai cairan pada kondisi

separator. Oleh karenanya minyak disebut sebagai minyak ringan

(high shrinkage crude oil). Jadi minyak ini mengandung relatip

sedikit molekul berat bila dibandingkan dengan minyak berat.

Apabila diproduksikan maka minyak ringan ini biasanya

menghasilkan gas oil ratio permukaan sebesar kurang lebih 8000

scf/stb dengan gravity sekitar 50oAPI. Cairan produksi biasanya

berwarna gelap.

Gambar 2.27.Diagram Fasa dari Minyak Ringan

2.3.2.3. Reservoar Gas Kondensat

Adakalanya temperatur reservoar terletak diantara titik kritis

dengan cricondenterm dari fluida reservoar (Gambar 2.28). Sekitar

25 % mol fluida produksi tetap sebagai cairan di permukaan. Cairan

yang diproduksikan dari campuran hidrokarbon ini disebut “gas

kondensat”.

Pada titik 1 reservoar hanya terdiri dari satu fasa dan dengan

turunnya tekanan reservoar selama produksi berlangsung, terjadi

kondensasi retrograde dalam reservoar. Pada titik 2 (titik embun)

cairan mulai terbentuk dan dengan turunnya tekanan dari titik 2 ke

titik 3, jumlah cairan dalam reservoar bertambah. Pada titik 3 ini

merupakan titik dimana jumlah maksimum cairan yang bisa terjadi.

Penurunan selanjutnya menyebabkan cairan menguap.

Gas oil ratio produksi dari reservoar kondensat dapat

mencapai sekitar 70,000 scf/stb dengan gravity cairan sebesar 60 oAPI. Cairan produksi biasanya berwarna cerah

Gambar 2.28.Diagram Fasa dari Gas Kondensat

2.3.2.4. Reservoar Gas Basah

Diagram fasa dari campuran hidrokarbon terutama

mengandung molekul lebih kecil, umumnya terletak dibawah

temperatur reservoar. Contoh dari diagram fasa untuk gas basah

diberikan Gambar 2.29.

Dalam kasus ini fluida berbentuk gas secara keseluruhan

dalam pengurangan tekanan reservoar. Karena kondisi seperator

terletak di dalam daerah dua fasa, maka cairan akan terbentuk di

permukaan. Cairan ini umumnya dikenal sebagai “kondensat” atau

gas yang dihasilkan disebut “gas kondensat”.

Gas basah dicirikan dengan gas oil ratio permukaan lebih

dari 100,000 scf/stb. Asosiasi minyak tangki pengumpul biasanya

adalah air sebagai gravity lebih besar daripada 50 oAPI.

Gambar 2.29.Diagram Fasa dari Gas Basah

2.3.2.2.4. Reservoar Gas Kering

Diagram fasa untuk gas kering diperlihatkan pada Gambar

2.30. Untuk campuran ini, baik kondisi reservoarnya maupun

kondisi seperator terletak di luar daerah dua fasa. Tidak ada cairan

yang dapat dibentuk dalam reservoar atau di permukaan dan gasnya

disebut “gas alam”.

Kata kering menunjukkan bahwa fluida tidak cukup

mengandung molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan di

permukaan. Tetapi perbedaan antara gas kering dan gas basah

tidak tetap, biasanya sistem yang gas oil ratio-nya lebih dari 100,000

scf/stb dipertimbangkan sebagai gas kering.

Gambar 2.30.Diagram Fasa dari Gas Kering