PowerPoint Presentation

What is Formation Volume Factor ?is an engineering variable developed to facilitate material balance calculations and use of flow equations in reservoir engineering.since volume of the phase is varies greatly with P and T, defining the conditions at which volume are reported is also necessary.the reference condition at which the volumes are reported are referred to as standard or base conditions. the oil and gas formation volume factors are defined and illustrated as follows.

adalah variabel rekayasa dikembangkan untuk memfasilitasi perhitungan material balance dan penggunaan persamaan aliran dalam teknik reservoir.

karena volume fase yang bervariasi dengan P dan T, mendefinisikan kondisi di mana volume dilaporkan juga diperlukan.

kondisi referensi di mana volume dilaporkan disebut sebagai kondisi standar atau dasar. minyak dan faktor pembentukan volume gas didefinisikan dan ilustrated sebagai berikut.2A. Gas Formation Volume Faktorthe volume of an gas phase sample at reservoir conditions devide by the volume of gas phase yielded by the same sample at standard conditions. In equation form

The units are cuft of gas at reservoir conditions per cuft of gas at satandard conditions, cuft/SCF. The standard volume of gas is usually reported at 60 degrees F and 14,7 psia

volume sampel fase gas pada kondisi waduk membagi dengan volume fasa gas yang dihasilkan oleh sampel yang sama pada kondisi standar. Dalam bentuk persamaan

Unit cuft gas pada kondisi reservoir per cuft gas pada kondisi satandard, cuft / SCF. Volume standar gas biasanya dilaporkan pada 60 derajat F dan 14,7 psia3consider a dry gas phase sample in a PVT cell of volume Vgr at reservoir T and P. Let this sample brought to surface conditions yielding a Vgsc volume of gas. Note dry gases yield no liquid phase a surface conditions, hence, the dry gas formation volume factor is :

mempertimbangkan sampel gas fase kering di sel PVT dari VGR volume pada reservoir T dan P. Biarkan sampel ini dibawa ke kondisi permukaan menghasilkan volume Vgsc gas. Perhatikan gas kering tidak menghasilkan cairan fase kondisi permukaan, maka, pembentukan gas faktor volume kering:4

Penurunan dari Bg untuk gas keringdari rendah gas nyata kita milikimenata ulang 5

menghitung nilai volume pembentukan gas kering dengan berat jenis spesifik 0,818 di reservoir temperatur 220 derajat f dan tekanan reservoir 2100 psig

memperkirakan sifat pseudocritical, menghitung sifat pseudoreduced, dan mendapatkan nilai z-faktor6

7B.Oil Formation Volume Factorthe oil formation volume factor is defined asthe volume of an oil phase sample at reservoir conditions divided by the volume of oil phase yielded by the same sample at standard conditions. in equation form,

the units are barrel of oil at reservoir condition per barrel of stock-tank oil,res bbl/STB.the volume of stock-tank oil is mostly reported at 60'f and 14,7 psia.

pembentukan minyak faktor volume didefinisikan sebagai

volume sampel fase minyak pada kondisi waduk dibagi dengan volume fasa minyak yang dihasilkan oleh sampel yang sama pada kondisi standar. dalam bentuk persamaan,

unit barel minyak pada kondisi waduk per barel saham-tangki minyak, res bbl / STB.

volume saham-tangki minyak sebagian besar dilaporkan 60'f dan 14,7 psia.8Illustration Of Boconsider an oil phase sample in a PVT cell of volume V(or) at reservoir T and P both are above bubble point values. let this sample be brought to surface conditions yielding a V(oSC) volume of oil and V(GSC) volume of gas.

then oil formation volume factor is:

mempertimbangkan sampel fasa minyak dalam sel PVT volume V (atau) di reservoir T dan P keduanya di atas nilai titik gelembung. biarkan sampel ini akan dibawa ke kondisi permukaan menghasilkan V (OSC) volume minyak dan V (GSC) volume gas.maka minyak pembentukan faktor volume:

9

10Factors influencing OIL FVFchange in pressure- volume of an oil sample expand as pressure decreases from the reservoir conditions to surface conditions to surface conditions.

Change in temperature- volume of an oil sample decreases due to temperature decrease from reservoir temperature to surface temperature.

change in dissolved gas- as p decreases dissolved gas is released from solution resulting in volume shrinkage in oil phase.perubahan tekanan- Volume sampel minyak berkembang sebagai tekanan berkurang dari kondisi reservoir untuk kondisi permukaan dengan kondisi permukaan.

Perubahan temperatur- Volume sampel minyak menurun karena penurunan suhu dari suhu reservoir suhu permukaan.

perubahan gas terlarut- Sebagai p menurunkan gas terlarut dilepaskan dari larutan mengakibatkan penyusutan volume fase minyak.

11OIL FORMATION VOLUME FACTORnote thatas the reservoir oil includes dessolved gas, the oil sample at reservoir conditions separates into an oil phase and gas phase as it is brought to surface conditions.

Therefore,volume of the oil phase yielded by a reservoir oil sample is much less than that of the oil phase sample in reservoir conditions due to liberation of dissolved gas

note also that Bo is always greater than 1, as explained in next slide.

Volume minyak pembentukan faktor

dicatat bahwasebagai minyak reservoir meliputi gas dessolved, sampel minyak pada kondisi reservoir memisahkan ke dalam fase minyak dan fase gas seperti yang dibawa ke kondisi permukaan.

Oleh karena itu, volume fase minyak yang dihasilkan oleh sampel minyak reservoir jauh lebih sedikit dibandingkan dengan sampel fase minyak dalam kondisi reservoir karena pembebasan gas terlarut

perhatikan juga bahwa Bo selalu lebih besar dari 1, seperti yang dijelaskan dalam slide berikutnya.12Assume P(r) = P (atm) thus only T influence Bo. As TR>60 F, and since volume at high T is greater Bo is always greater than one for an isothermal production phase.

Asumsikan P (r) = P (atm) sehingga pengaruhnya hanya Bo T. Seperti TR> 60 F, dan karena volume pada T tinggi lebih besar Bo selalu lebih besar dari satu untuk tahap produksi isotermal.

13Solution oil-gas ratiothe quantity of gas dissolved in a oil sample when it is taken to reservoir condition is called solution gas-oil ratio

15Illustration of Rs, Bo and Bt

two phase or total FVF

The two phase or total formation volume factor is defined for the purpose of conveniently carrying out the material balance calculations.

the two phase FVF namely, Bt, has simplified the material balance equation expressions.

the total or two phase FVF , Bt, is defined as follows.

Let's reconsider that a reservoir sample which is initially at P and T above bubble point values, reduced to low P and T then expanded to surface conditions

dua fase atau FVF Total

Tahap dua atau faktor pembentukan total volume didefinisikan untuk tujuan mudah melaksanakan perhitungan materi keseimbangan.

dua fase yaitu FVF, Bt, telah menyederhanakan ekspresi keseimbangan materi persamaan.

total atau dua fase FVF, Bt, didefinisikan sebagai berikut.

Mari kita kembali bahwa sampel waduk yang awalnya pada P dan T di atas nilai titik gelembung, dikurangi menjadi P rendah dan T kemudian diperluas ke kondisi permukaanBaru! Klik kata di atas untuk mengedit dan melihat terjemahan alternatif. TutupGoogle Terjemahan untuk Bisnis:Perangkat PenerjemahPenerjemah Situs WebPeluang Pasar Global

17

18

19

Singkatnya, faktor pembentukan total volume diberikan oleh: Bo adalah FVF minyak pada tekanan di bawah tekanan bubble point.

Rsi adalah gas larutan minyak rasio di atas dan tekanan titik gelembung

Rs adalah gas larutan minyak rasio pada tekanan di bawah tekanan bubble point.

variasi Bt dengan tekanan ditunjukkan berikutnya

20Example :

Exactly one stock-tank barrel was placed in a laboratory cell. 768 scf of gas was added.

Cell temperature was raised to 2200 degree F , the cell was agitated to attain equilibrium between gas and liquid, and pressure was raised until thermal bubble of gas disappeared. At that point cell volume was 1474 barrels and pressure was 2620 psig.

Pressure in cell was reduced to 2253 psig by increasing total cell volume to 1,569 barrels. At that point the oil volume in the cell was 1,418 barrels and the gas volume in the cell was 0,151 barrels. Calculate the total formation volume factor at 2253 psig. contoh:

Tepat satu saham-tank barel ditempatkan dalam sel laboratorium. 768 scf gas ditambahkan.

tEmperature sel dinaikkan sampai 2200 derajat F, sel itu gelisah untuk mencapai keseimbangan antara gas dan cairan, dan tekanan dinaikkan sampai gelembung termal gas menghilang. Pada saat itu volume sel titik adalah 1.474 barel dan tekanan adalah 2.620 psig.

Tekanan dalam sel berkurang menjadi 2253 psig dengan meningkatkan volume sel total 1.569 barel Pada saat itu volume minyak dalam sel adalah 1.418 barel dan volume gas dalam sel adalah 0.151 barel. Hitung faktor pembentukan total volume pada 2253 psig..

21

Modern PVT properties

The previous illustrations shows that there is no volatilized oil in the gas phase. Thus there is no condensation upon change of P and T to surface values.

Therefore MBE based on the previous concepts only were applicable only to dry gas and black oil reservoirs.

The retrograde gases and liberated gas of volatile oil gas contains volatilized oil and hence the illustrations differ.

Consider the following PVT experimentIlustrasi sebelumnya menunjukkan bahwa tidak ada minyak volatilized dalam fasa gas. Dengan demikian tidak ada kondensasi pada perubahan P dan T untuk nilai permukaan.

Oleh karena itu MBE didasarkan pada konsep-konsep sebelumnya hanya dapat diterapkan hanya untuk mengeringkan gas dan reservoir minyak hitam.

Gas retrograde gas dan dibebaskan dari gas minyak atsiri mengandung minyak volatilized dan karenanya ilustrasi berbeda.

Pertimbangkan percobaan PVT berikut

23

24