Paper wibi

PAPER TEKNIK EKSPLOITASI GAS BUMI

SIFAT-SIFAT FISIK GAS BUMI

Disusun oleh:

Dimas Andhio S. (071.11.103)

Fadil Anandawarman (071.11. 124)

M. Bagir (071.11.209)

M. Ramadhan Wibisono (071.11.236)

M. Adnil (071.11.242)

PAPER

TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

JAKARTA

2015

i

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI .................................................................................................................. i

DAFTAR GAMBAR .................................................................................................... ii

DAFTAR TABEL ........................................................................................................ iii

1 LATAR BELAKANG ........................................................................................... 1

2 TEORI DASAR ..................................................................................................... 2

2.1 SG Gas ............................................................................................................ 2

2.2 Densitas Gas ................................................................................................... 2

2.3 Faktor Kompresibilitas ................................................................................... 3

2.4 Faktor Volume Formasi Gas (𝐵𝑔) .................................................................. 7

2.5 Kompresibilitas Gas ....................................................................................... 8

2.6 Viskositas Gas .............................................................................................. 10

3 Contoh soal .......................................................................................................... 12

4 Kesimpulan .......................................................................................................... 18

ii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Chart Standing & Katz .............................................................................. 7

Gambar 2.2 Variasi Harga Cpr Tpr vs Ppr, Tpr (1.4 ≤ 𝑇𝑝𝑟 ≤ 3.0: ≤ 𝑃𝑝𝑟≤ 15.0) ........ 9

Gambar 2.3 Grafik μg vs Berat Molekul atau SG gas untuk Gas pada P1atm .......... 11

Gambar 2.4 Grafik μ/ μ1 vs Ppr dan Tpr (After Carr, et al.) ..................................... 12

Gambar 3.1 Hasil Plot Pada Chart standing ................................................................ 16

Gambar 3.2 Chart A .................................................................................................... 17

Gambar 3.3 Chart B .................................................................................................... 18

iii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Sifat fisik gas pada keadaan standard ....................................................................... 4

Tabel 4.1 Komposisi fluida reservoir lapangan x ................................................................... 12

Tabel 4.2 Data perhitungan untuk mencari parameter J dan K ............................................... 14

1

1 LATAR BELAKANG

Sifat fisik gas bumi merupakan factor fundamental dalam dunia migas karena

dengan mengetahuinya banyak manfaat yang bisa diperoleh. Salah satunya adalah

cadangan gas suatu reservoir. Hal ini dikarenakan untuk menghitung cadangan gas

diperlukan nilai factor volume formasi gas. Selain itu, nilai CGR ( Condensate Gas

Ratio ) dari suatu lapangan gas yang belum terproduksi dapat diestimasi jika

mengetahui salah satu sifat fisik gas bumi yaitu Specific Gravity Gas.

Pada paper ini, sifat fisik gas bumi yang dibahas meliputi:

o Z Faktor

o Faktor Volume formasi (Bg)

o Viskositas gas

o Faktor ekspansi gas

o Densitas gas

o Spesifik gravity

o Koef. Kompresibilitas gas ishotermal

o Berat molekul Gas

o Volume Spesifik Gas

Kemudian, penulis juga menambahkan contoh soal sehingga memudahkan pembaca

untuk mengerti mengenai sifat fisik gas bumi

2

2 TEORI DASAR

2.1 SG Gas

SG Gas adalah perbandingan antara berat molekul gas tersebut terhadap berat

molekul udara kering pada tekanan dan temperatur yang sama. Ada dua hukum

tentang specific gravity gas, yaitu hukum efusi/difusi dari Graham dan hukum

Avogadro.

Hukum efusi/difusi menyatakan bahwa laju efusi dan difusi dua gas pada

temperatur dan tekanan yang sama berbanding terbalik dengan akar kuadrat massa

jenisnya. Adapun persamaannya adalah :

Dimana :

v = kecepatan efusi/difusi gas

d = densitas gas.

Hukum Avogadro mengatakan bahwa kondisi tekanan, temperatur dan volume

tertentu, massa jenis gas berbanding lurus dengan berat molekulnya, atau secara

matematis dinyatakan sebagai berikut :

Dimana :

M = berat molekul gas

2.2 Densitas Gas

Densitas gas (ρg) didefinisikan sebagai massa gas per satuan volume. Dari

definisi ini kita dapat menggunakan persamaan keadaan untuk menghitung densitas

gas pada berbagai P dan T tertentu, yaitu:

dimana :

3

m = berat gas, lb

V = volume gas, cuft

M = berat molekul gas, lb/lb mole

P = tekanan reservoir, psia

T = temperatur, oR

R = konstanta gas = 10.73 psia cuft/lbmole oR

2.3 Faktor Kompresibilitas

Factor kompresibilitas atau biasa disebut dengan parameter “Z” yang

merupakan definisi dari :

𝑍 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑑𝑖𝑖𝑠𝑖 𝐺𝑎𝑠 𝑛𝑦𝑎𝑡𝑎

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑡𝑒𝑟𝑖𝑠𝑖 𝑜𝑙𝑒ℎ 𝐺𝑎𝑠 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙

Faktor kompresibilitas tersebut memiliki komponen pseudocritical dihitung

berdasarkan metode Stewart et al Mixing Rules disebabkan menurut John Lee dan

Robert Wattenbarger metode tersebut terbukti lebih akurat dibandingkan Metoda Kay

Mixing Rules untuk menghitung tekanan dan temperature pseudokritikal. Dibawah

ini jelaskan tahapan pengerjaan metoda tersebut:

1. Hitunglah Boiling Temperature dari fraksi Heptane-plus dengan rumus :

TbC7+ =(4.5579 𝑀𝐶7+0.15178𝛾𝐶7+

0.15427)3

Dimana untuk perhitungan γc7+ berasal dari rumus API gravity yang sedikit di

modifikasi yaitu :

γc7+ = 141.5

(𝐴𝑃𝐼𝐶7+° +131,5)

3

2. Hitunglah Tekanan Pseudocritical dari fraksi C7+

4

Ppcc7+=exp(8.3634 −0.0566

𝛾𝑐7+− (0.24244 +

2.2898

𝛾𝑐7++

0.11857

𝛾𝑐7+2)

𝑇𝑏𝑐7+

1000+

(1.4685 +3.648

𝛾𝑐7++

0.47227

𝛾𝑐7+2 )𝑇𝑏𝑐7+2

107 − (0.42019 +1.6977

𝛾𝑐7+2)𝑇𝑏𝑐7

1010)

3. Hitunglah Temperatur Pseudocritical dari fraksi C7+

TpcC7+ = (341.7 + 811γc7+) + (0.4244+0.1174γC7+)TbC7++(0.4669-

3.2623γc7+)10^5

𝑇𝑏𝑐7+

4. Hitunglah factor Fj, Ej, dan Ek untuk komponen dengan MW yang besar

berdasarkan metoda Sutton

Fj = 1

3(

𝑦𝑇𝑐

𝑃𝑐) 𝐶7 + +

2

3(

𝑦2𝑇𝑐

𝑃𝑐) 𝐶7 +

Ɛ𝑗 = 0.6081Fj + 1.1325Fj^2 – 14.004Fj Yc7+ + 64.434 Fj𝑌𝐶7+2

Ɛ𝑘 = (𝑇𝑐

√𝑃𝑐)𝐶7 + (0.3129𝑦𝐶7 + −4.8156𝑐7 +2 + 27.3751 𝑌𝑐7 +3)

5. Dapatkan nilai temperature kritis dan tekanan kritis komponen penyusun

yang lainnya (C1-C6) melalui tabel yang tersedia dibawah ini

Tabel 2.1 Sifat fisik gas pada keadaan standard

Component MW Pci (Psia) Tci (Rankine)

Carbon dioxide 44.01 1071 547.58

Nitrogen 28.013 493.1 227.16

Methane 16.043 666.4 343

Ethane 30.07 706.5 549.59

Propane 44.097 616 665.73

i-Butane 58.123 527.9 734.13

n-Butane 58.123 550.6 765.29

i-Pentane 72.15 490.4 828.77

n-Pentane 72.15 488.6 845.47

n-Hexane 86.177 436.9 913.27

Physical Properties of Gases at 14.7 Psia and 60°F

5

6. Hitunglah parameter J dan K

J = 1/3 ∑ (𝑦𝑇𝑐

𝑃𝑐) 𝑖 +

2

3

𝑛𝑐𝑖=1 (∑ (𝑦√

𝑇𝑐

𝑃𝑐)𝑁𝑐

𝑖=1 𝑖)^2

K= ∑ (𝑦𝑇𝑐

√𝑝𝑐) 𝑖𝑁𝑐

𝑖=1

7. Lakukan koreksi terhadap parameter J dan K akibat fraksi heptane-plus

J’=J-Ɛj

K’=K-Ɛk

8. Hitunglah Temperatur dan Tekanan Pseudokritikal

Tpc = K’2/J’

Ppc = Tpc / J’

Selain itu, fluida reservoir pada Lapangan Wibsky ini memiliki kandungan

CO2 serta N2. Sehingga dibutuhkan persamaan yang mengoreksi Temperatur dan

Tekanan Pseudokritikal yang dihasilkan dari metoda Steward agar Z factor yang

dihasilkan tidak menyimpang. Persamaan tersebut adalah:

1. Wichert dan Aziz

Persamaan ini mengoreksi adanya kehadiran impurities dengan jenis

Hiogen Sulfida dan Karbondioksida dalam kandungan suatu komposisi

gas reservoir. Tetapi, pada data komposisi fluida yang diteliti tidak

menunjukan adanya kandungan hyogen sulfide. Persamaan yang

dimaksud adalah sebagai berikut:

E = 120 [A0.9 - A1.6] + 15 (B0.5 - B4.0)

T’pc = Tpc -E

P’pc = Ppc T′pc

𝑇𝑝𝑐+𝐵 (1−𝐵)𝐸Ɛ

Keterangan

Tpc = pseudo-critical temperature, °R

6

Ppc = pseudo-critical pressure, psia

T’pc = corrected pseudo-critical temperature, °R

P’pc = corrected pseudo-critical pressure, psia

B = Fraksi mol Hiogen Sulfida

E = Faktor koreksi terhadap fraksi H2S dan CO2

A = Penjumlahan dari fraksi mol hyogen sulfide dan karbondioksida

pada komposisi gas

2. J. Casey

Persamaan ini mengoreksi adanya kandungan Nitrogen dan Kandungan

Water pada komposisi gas campuran. Berikut persamaan yang dimaksud:

Tpc, cor 1 = -246.1 yN2 + 400 y H2O

Ppc , cor 1 = -162 yN2 + 1270 y H2O

Tpc, cor 2 (T’p’c) = 𝑇’𝑝𝑐 – (227.2)𝑦𝑁2 – (1165) 𝑦𝐻2𝑂

(1−𝑦𝑁2−𝑦𝐻2𝑂)+ Tpc, cor1

Ppc, cor 2 (P’p’c) = 𝑃’𝑝𝑐 – (493.1)𝑦𝑁2 − (3200) 𝑦𝐻2𝑂

(1−𝑦𝑁2−𝑦𝐻2𝑂)+ 𝑃𝑝𝑐, 𝑐𝑜𝑟1

Keterangan:

Tpc, cor 1 = Temperatur pseudocritical yang dikoreksi pada tahap pertama

Ppc, cor 1= Tekanan pseudocritical yang dikoreksi pada tahap pertama

Tpc, cor 2= Temperatur pseudocritical yang dikoreksi pada tahap kedua

Ppc, cor 2= Tekanan pseudocritical yang dikoreksi pada tahap kedua

T’pc = Temperatur pseudocritical yang hasil koreksi dari persamaan

Wichert dan Aziz

P’pc = Tekanan pseudocritical yang hasil koreksi dari persamaan Wichert

dan Aziz

Setelah mendapatkan nilai Tpc, cor 2 dan Ppc, cor2 maka tahapan selanjutnya adalah

mencari Tekanan Pseudo dan Temperatur Pseudo yang tereduksi (Pr, Tr) dengan

Rumus yaitu :

7

Ppr = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑖𝑟 (𝑝𝑠𝑖𝑎)

𝑃𝑝𝑐,𝑐𝑜𝑟2

Tpr = 𝑇𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑖𝑟 (𝑟𝑎𝑛𝑘𝑖𝑛𝑒)

𝑇𝑝𝑐,𝑐𝑜𝑟2

Kemudian kedua parameter tersebut diplot pada chart factor kompresibilitas yang

dibuat oleh Standing dan katz. Berikut Gambar dari Chart tersebut:

Gambar 2.1 Chart Standing & Katz

2.4 Faktor Volume Formasi Gas (𝐵𝑔)

Faktor volume formasi gas (𝐵𝑔) didefinisikan sebagai besarnya perbandingan

volume gas pada kondisi tekanan dan temperatur rreservoir dengan volume gas pada

kondisi standar (60◦F ; 14,7 psia). Pada faktor volume formasi berlaku hukum Boyle-

Gay Lussac. Bila satu standar cubic feet ditempatkan dalam reservoir dengan tekanan

8

Pr dan temperatur Tr, maka rumus-rumus gas dapat digunakan untuk mendapatkan

hubungan antara kedua keadaan dari gas tersebut, yaitu :

Bg= 0.0283 𝑥 𝑍 𝑥 𝑇

𝑃 cuft/scf

Dalam satuan bbl/scf, harga 𝐵𝑔 dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan

berikut ini :

Bg= 0.00504 𝑥 𝑍 𝑥 𝑇

𝑃 bbl/scf

2.5 Kompresibilitas Gas

Kompresibilitas gas didefinisikan sebagai perubahan volume gas yang

disebabkan oleh adanya perubahan tekanan. Kompresibilitas didapat dari perhitungan

atau korelasi Mattar, Brar, dan Aziz. Kompresibilitas gas didapatkan menggunakan

rumus yaitu:

Cg = 𝐶𝑝𝑟

𝑃𝑝𝑐

Dimana :

Cg = Compressibility gas (psia-1)

Cpr = Compressibility pseudoreduced (psia-1)

Ppc = Pseudocritical pressure (psia)

Tpr = Pseudoreduce temperature (°R)

Ppr = Pseudoreduce pressure (psia)

9

Gambar 2.2 Variasi Harga Cpr Tpr vs Ppr, Tpr (1.4 ≤ 𝑇𝑝𝑟 ≤ 3.0: ≤ 𝑃𝑝𝑟≤ 15.0)

Langkah – langkah mancari Cg :

1. Tentukan nilai CprTpr

2. Hitung nilai Cpr dengan membagi CprTpr dengan Tpr

3. Hitung nilai Cg dengan membagi Cpr dengan Ppc

10

2.6 Viskositas Gas

Viskositas merupakan ukuran tahanan gas terhadap aliran. Viskositas gas

hidrokarbon umumnya lebih rendah daripada viskositas gas non hidrokarbon.

Viskositas gas akan berbanding lurus dengan temperatur dan berbanding terbalik

dengan berat molekul. Maka berat molekul bertambah besar jika viskositasnya

mengecil, dan bila temperatur naik, viskositas akan membesar.

Naiknya temperatur mengakibatkan kecepatan molekul gas bertambah besar,

sehingga tumbjukan antarmolekul bertambah banyak. Hal tersebut mengakibatkan

gesekan antar molekul juga bertambah. Dalam viskositas sifat-sifat gas akan

berlawanan dengan cairan. Untuk gas sempurna, viskostasnya tidak tergantung pada

tekanan. Bila tekanannya dinaikkan, maka gas sempurna akan berubah menjadi gas

tidak sempurna dan sifat-sifatnya akan mendekati sifat-sifat cairan. Ada beberapa

korelasi dalam analisa viskositas gas, antara lain Carr Kobayashi Burrows

Dimana :

μ1g = viskositas gas campuran pada tekanan 1 atm, cp

μgi = viskositas komponen ke-i, cp

Yi = fraksi mol komponen ke-i

Mi = berat molekul komponen ke-i

11

Harga viskositas gas campuran pada tekanan 1 atm dapat ditentukan dari grafik yang

telihat di bawah ini dengan terlebih dahulu mengetahui berat molekul atau spesific

gravity gas campurannya. Koreksi perlu dilakukan jika terdapat impurities (misalnya

CO2 dan H2S) dalam campuran gas tersebut.

Gambar 2.3 Grafik μg vs Berat Molekul atau SG gas untuk Gas pada P1atm (After

Carr, etal.)

Harga μg pada kondisi reservoir, dapat ditentukan dari grafik seperti terlihat pada Gambar

2.4. Perkalian antara harga μg pada tekanan satu atm (μ1) dengan perbandingan harga (μ/

μ1) akan menghasilkan harga μg pada kondisi reservoir, jika terdapat gas pengotor maka

Ppr dan Tpr gas alam perlu dikoreksi. Berikut ini grafik untuk mendapatkan harga μg, yaitu

plot antara Ppr dan Tpr vs viscosity ratio (μ/ μ1).

12

Gambar 2.4 Grafik μ/ μ1 vs Ppr dan Tpr (After Carr, et al.)

3 Contoh soal

Diketahui Fluida reservoir dengan kondisi dan komposisi sebagai berikut:

Tabel 3.1 Komposisi fluida reservoir lapangan x

1. Pres: 5037.77 Psia

2. Tres: 597.53 Rankine

13

3. MW C7+

= 122

4. 𝐴𝑃𝐼𝐶7+° = 48

Ditanya: Ma ; SG ; Density Gas ; Vol Spesifik Gas ; Z Faktor ; Bg ; Eg ; Cg ;

Viskositas Gas

Maka untuk menjawab pertanyaan tersebut, langkah pengerjaannya adalah

sebagai berikut:

1. Perhitungan Boiling Temperature dari fraksi Heptane-plus

Diketahui: MW C7+ = 122 ; 𝐴𝑃𝐼𝐶7+° = 48

γc7+ = 141.5

(48+131,5)= 0.7878

Sehingga TbC7+ = (4.5579 x 1220.15178 x 0.78780.15427)3 = 755.7419628

Rankine

2. Perhitungan Tekanan Pseudocritical dari fraksi C7+

Diketahui: γc7+= 0.7878 ; TbC7+ = 755.74 Rankine

Maka,Ppcc7+=exp(8.3634 −0.0566

0.7878− (0.24244 +

2.2898

0.7878+

0.11857

0.78782)755.7419

1000+ (1.4685 +

3.648

0.7878+

0.47227

0.78782)755.742

107 − (0.42019 +

1.6977

0.78782)755.7419

1010 ) = 412.8633166

3. Perhitungan Temperatur Pseudocritical dari fraksi C7+

Diketahui: γc7+= 0.7878 ; TbC7+ = 755.74 Rankine

TpcC7+ = (341.7 + 811 x 0.7878) + (0.4244 + 0.1174 x 0.7878)755.741 +

(0.4669-3.2623 x 0.7878)10^5

755.7419 = 1092.980421 Rankine

4. Perhitungan factor Fj, Ɛj, dan Ɛk

Diketahui: yc7+ = 1.21 ; Tpc = 1092.980421 Rankine ; Ppc =

412.8633166 Psia

14

Fj = 1

3(

1.21 𝑥 1092.9

412.86) +

2

3(

1.212 𝑥 1092.98

412.86)= 0.010935911

Ɛj = 0.6081 x 0.010935911 + 1.1325 0.010935911^2 – 14.004 x 0.010935911 x

1.21 + 64.434 x 0.010935911 x 1.212 = 0.005035662

Ɛk = (1092.980421

√412.8633166) (0.3129 𝑥 1.21 + −4.8156 𝑥 1.212 + 27.3751 𝑥 1.213)

= 0.203000832

5. Membuat Tabel Perhitungan yang mengkaitkan Yi, Tci, Pci pada

komposisi fluida reservoir yang diinginkan untuk mencari nilai pada

parameter J dan K

Tabel 3.2 Data perhitungan untuk mencari parameter J dan K

Berdasarkan Tabel diatas,

Diketahui : ∑ (𝑦𝑇𝑐

𝑃𝑐) 𝑖𝑛𝑐

𝑖=1 = 0.5815 ; (∑ (𝑦√𝑇𝑐

𝑃𝑐)𝑁𝑐

𝑖=1 𝑖) = 0.7511 ;

Maka, nilai J = 1/3 x 0.5815 + 2/3 𝑥 0.75112 = 0.570039977

Diketahui : ∑ (𝑦𝑇𝑐

√𝑝𝑐) 𝑖𝑁𝑐

𝑖=1 = 14.848

Sehingga K = 14.848

Component Yi Mi YiMi Pci(Psia) Tci(Rankine) YiTci/Pci yi(Tci/Pci)^0.5 YiTci/(Pci)^0.5

CO2 0.03 44.01 1.263 1071.000 547.580 0.015 0.021 0.480

N2 0.00 28.01 0.022 493.100 227.160 0.000 0.001 0.008

C1 0.88 16.04 14.095 666.400 343.000 0.452 0.630 11.674

C2 0.04 30.07 1.218 706.500 549.590 0.032 0.036 0.837

C3 0.02 44.10 0.983 616.000 665.730 0.024 0.023 0.598

i-C4 0.00 58.12 0.244 527.900 734.130 0.006 0.005 0.134

n-C4 0.01 58.12 0.366 550.600 765.290 0.009 0.007 0.205

i-C5 0.00 72.15 0.159 490.400 828.770 0.004 0.003 0.082

n-C5 0.00 72.15 0.137 488.600 845.470 0.003 0.002 0.073

C6 0.00 86.18 0.207 436.900 913.270 0.005 0.003 0.105

C7+ 0.01 122.00 1.476 412.863 1092.980 0.032 0.020 0.651

Total 1 20.17 0.5815 0.7512 14.8483

15

6. Perhitungan koreksi terhadap parameter J dan K akibat heptane-plus

Diketahui: Ɛj = 0.005035662 ; Ɛk = 0.203000832

Maka J’ = 0.570039977 - 0.005035662 = 0.565004314

K’ = 14.848 - 0.203000832 = 14.64531825

7. Perhitungan Temperatur dan Tekanan psudoritikal

Diketahui : J’ = 0.565004314 ; K’ = 14.64531825

Maka, Tpc = 14.645318252 / 0.565004314 = 379.6171837 Rankine

Ppc = 379.6171837 / 0.565004314 = 671.8836903

88.. KKoorreekkssii tteerrhhaaddaapp PPppcc ddaann TTppcc tteerrhhaaddaapp 𝐶𝑂𝐶𝑂22 ddaann 𝑁𝑁22 sseerrttaa pplloott ppaaddaa cchhaarrtt

ssttaannddiinngg&&kkaattzz

Diketahui A = 0.0287 ; B = 0 ; Tpc = 379.6171837 ; Ppc = 671.8836903 Maka , Ɛ = 120 [0.02870.9 – 0.02871.6] + 15 (00.5 - 04.0) = 4.5

T’pc = 379.6171837 – 4.5 = 375.114061

P’pc = (671.8836903 x 375.114061) / (379.617) = 663.9136225

Lalu koreksi terhadap kandungan N2 adalah :

Tpc, cor 1 = -246.1 x 0.0008 = -0.19688

Ppc, cor 1 = -162 x 0.0008 = -0.1296

Tpc, cor 2 = 375.114061 – (227.2).0008 – (1165) 0

(1−0.0008−0)+ -0.19688 = 375.03560

Ppc, cor 2 = 663.9 – (493.1)0.0008 − (3200) 0

(1−0.0008−0)+ −0.1296 = 663.9207828

Kemudian mencari nilai Ppr dan Tpr

Ppr = 5037.763333

663.9207828= 7.587898231; Tpr =

597.5366667

375.03560 = 1.593279826

16

Lalu plot Ppr dan Tpr pada Chart Standing

Gambar 3.1 Hasil Plot Pada Chart standing

9. Menghitung Densitas Gas dan Vol Specific Gas

Diketahui :

Pres = 5037.77 Psia ; Ma = 20.17 ; Z = 0.96 ; Tres = 597.53 Rankine

Maka Densitas Gas:

𝜌𝑔𝑎𝑠 =𝑃𝑟𝑒𝑠 𝑥 𝑀𝑎

𝑍 𝑥 𝑅 𝑥 𝑇𝑟𝑒𝑠 =

5037.77 𝑃𝑠𝑖𝑎 𝑥 20.17

0.96 𝑥 10.73𝑝𝑠𝑖𝑎.𝑓𝑡3

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙.𝑅𝑎𝑛𝑘𝑖𝑛𝑒 𝑥 597.53 𝑅𝑎𝑛𝑘𝑖𝑛𝑒

= 16.508𝑙𝑏

𝑓𝑡3

Vol Specific Gas = 1

𝜌𝑔𝑎𝑠=

1

16.508= 0.060574

𝑓𝑡3

𝑙𝑏

10. Menghitung Koefisien Gas Isothermal

Diketahui: Z = 0.96 ; Slope @ Tpr 1.59 = -0.04 ; Ppr = 7.5878 Psia

Ppc = 663.92 Psia

17

Maka Cg =

1

𝑃𝑝𝑟−

1

𝑍[

𝜕𝑍

𝜕𝑃𝑝𝑟]𝑇𝑝𝑟

𝑃𝑝𝑐 =

1

7.5878−

1

0.96(−0.04)

663.92 = 2.6126 x 10−4𝑝𝑠𝑖−1

11. Menghitung Bg dan Eg

Diketahui: Pres = 5037.77 Psia ; Ma = 20.17 ; Z = 0.96 ; Tres = 597.53

Rankine

Maka:

Bg = 0.02823*Z*Tres/Pres = 0.02823*0.96*597.53 / 5037.77 = 3.2144

*10^-3 ft^3/scf

Eg = 1 /Bg = 1 / (3.2144 * 10^-3) = 311.097 scf/ft^3

12. Menghitung Viskositas Gas

Diketahui: Pres = 5037.77 Psia ; Ma = 20.17 ; Z = 0.96 ; Tres = 597.53

Rankine

Maka Viskositas Gas =

1. Tentukan Viskositas Gas Pada 1 atm & 137.53°F melalui Chart A =

0.1123 cp

Gambar 3.2 Chart A

18

2. Tentukan 𝝁𝑔

𝝁1 mell Chart B = 2.38 cp

Gambar 3.3 Chart B

3. 𝛍g = 𝝁𝑔

𝝁1𝑥𝐴 = 0.1123 𝑥 2.38 = 0.2672 𝑐𝑝

4 Kesimpulan

Sifat fisik gas bumi yang meliputi: Z Faktor, Faktor Volume formasi

Viskositas gas,Faktor ekspansi gas, Densitas gas, Spesifik gravity, Koef.

Kompresibilitas gas ishotermal , Berat molekul Gas, Volume Spesifik Gas

merupakan faktor fundamental yang harus dihitung dengan rumus dan cara yang

telah ditentukan oleh ilmuwan yang meneliti nya sehingga menghasilkan hasil

yang akurat.