secara teory bisa saja pak kalo reservoir virgin mengandung high volatile oil dengan API sekitar 45 - 55. Kalo mau membedakan dengan kondensasi gas bisa dengan LFA di reservoir tersebut. Kalo dari pressure gradient tentu kita harus sangat berhati-hati karena apalagi perbedaan hanya 0.02 psi/ft. Kalo ambil pressurenya pake MDT, ingat bahwa akurasi MDT pressure test +/- 2 psi (CQG), cukup sulit membedakan 0.07 psi/ft dengan 0.09 psi/ft.
untuk reservoir di HPHT, pressure gradient yang dipakai relative sama, tapi tentu tingkat akurasi perlu diperhatikan karena di HPHT sangat sering kita mengalami supercharging. regards, Razi On 6/21/07, Shofiyuddin <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
Barangkali ada yang mau share masalah sederhana yang sedang saya hadapi sekarang. Di plot pressure gradient saya menemukan harga sekitar 0.09 psi/ft. Secara teori kemungkinan adalah wet gas atau kemungkinan laen adalah condensate. Pertanyaan saya apakah condensate itu ada dalam kondisi reservoar masih virgin atau terjadi secara alami dan bukan merupakan hasil penurunan pressure (dew point)? Apakah kita boleh mengartikan bahwa condensate itu sebagai very light oil atau gassy oil? Kalo bisa terjadi secara alamai, bagaimana membedakannya dengan hasil proses kondensasi gas? Di oil coloum, gradientnya sekitar 0.25 - 0.3 psi/ft yang berkorelasi dengan oil 37 degs API, sementara untuk gasnya bervariasi dari 0.025 sampe 0.07 psi/ft. Terima kasih sebelumnya. Shofi
