i
ANALISA PENGARUH WATER CUT PADA SISTEM PRODUKSI MENGGUNAKAN ANALISA NODAL
DENGAN METODE HAGEDORN & BROWN DI LAPANGAN JK
Oleh :
KENES YOHANA
023210099
Disetujui dan disahkan oleh Jurusan Teknik Perminyakan
Disetujui oleh :
Ir. H. Ali Musnal,MT Cio CioMario,ST,MT Pembimbing I Pembimbing II Disetujui oleh : Disahkan oleh : Adi Nopriansyah,MT Prof. Dr. Ir. H. Sugeng Wiyono. MMT.IP Dekan Fakultas Teknik Sekretaris Jurusan Teknik
ii
KATA PENGANTAR
Bismillah hirrahman nirrahim
Puji dan syukur penulis panjatkan kehadirat sang Maha Pencipta ALLAH
S.W.T atas segala limpahan Rahmat dan Hidayah-Nya kapda penulis, sehingga
sapat menyelesaikan Tugas Akhir ini dengan judul Analisa Pengaruh Water
Cut Pada Sistem Produksi Dengan Menggunakan Analisa Nodal Dilapangan
JK yang merupakan salah satu syarat agar mendapatkan gelar sarjana di
Fakultas Teknik Jurusan Perminyakan Universitas Islam Riau. Setra shalawat dan
salam juga tak lupa penulis ucapkan kepada Nabi Besar Muhammad S.A.W.
Kemudian dengan segala kerendahan hati penulis ingin mengucapkan
banyak penghargaan dan terima kasih kepada :
1. Bapak Ir. Ali Musnal, MT selaku Dosen Pembimbing I.
2. Bapak Cio Cio Mario, MT selaku Dosen pembimbing II.
3. Bapak Prof.DR Ir.H. Sugeng Wiyono, MMT.I.PU selaku Dekan Fakultas
Teknik Universitas Islam Riau.
4. Sel Seluruh Staf Tata Usaha Teknik Universitas Islam Riau.
5. Seluruh Staf Dosen Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau.
6. Papa (Tamsirman) dan mama (Ira Sujarwan) serta adik- adikku (Yuyun,
Cici, Yoga) atas kasih sayang, nasihat dan dukungan yang diberikan.
7. Ananda Venesha Aulia Tasya dan Jupriadi, Spd yang telah memberikan
penulis semangat dan motifasi dalam menyelesaikan Tugas Akhir ini.
iii
8. Rekan-rekan Mahasiswa/i angkatan 2002 di jurusan Teknik Perminyakan
Universitas Islam Riau.
9. Semua pihak yang telah membantu baik secara langsung atau tidak
langsung kepada penulis dalam meyelesaikan Tugas Akhir ini.
Dalam penulisan Tugas Akhir ini penulis menyadari sepenuhnya bahwa
isinya masih jauh dari kesempurnaan dan tak luput dari kesalahan dan
kekurangan. Oleh karena itu penulis harapkan kepada semua pihak atas kritik dan
sarannya yang bersifat membangun demi kesempurnaan Tugas Akhir ini.
Akhir kata penulis hanya mengharapkan semoga Tugas akhir ini dapat
bermanfaat bagi pembaca dan khususnya penulis sendiri sebagai mana mestinya.
Pekanbaru, Juli 2010
Penulis
KENES YOHANA
iv
ANALISA PENGARUH WATER CUT PADA SISTEM
PRODUKSI MENGGUNAKAN ANALISA NODAL DENGAN
METODE HAGEDORN & BROWN DI LAPANGAN JK
KENES YOHANA
023210099
Abstrak
Menggunakan analisa pada sistem produksi sangat penting dalam menghitung besarnya pengaruh water cut pada sistem produksi dan menghitung kehilangan tekanan yang terjadi pada komponen. Kehilangan tekanan yang terjadi bukan hanya laju alir tetapi bisa juga karena besarnya water cut. Sistem analisa nodal merupakan metode yang paling mudah digunakan untuk memperbaiki kinerja sumur. Prosedur untuk menentukan kehilangan tekanan yang digunakan adalah korelasi Hagedorn dan Brown dengan menentukan IPR inflow dan IPR outflow nya.
Dalam hal ini titik nodal diletakkan didasar sumur, maka pembuatan kurva inflownya terdiri dari IPR saja, sedangkan kurva outflownya terdiri dari P1 (inside tubing) ditambah dengan Pwf (tekanan didasar sumur). Dengan laju alir maksimum untuk masing-masing sumur K1, K2, K3 adalah 1791.2 Bpd, 2487.81 Bpd, 2750.31 Bpd, dan uji sensitivitas water cutnya 10%, 50%, dan 75%,maka diperoleh Laju Alir Optimumnya 1583 Bpd, 1891 Bpd, 1320 Bpd.
Penambahan Water Cut pada Laju Alir fluida akan menyebabkan produksi disumur tersebut akan menurun , terbukti dari peningkatan produksi air yang berlebihan di lapangan JK berkaitan dengan adanya reservoir yang bertenaga dorong air (Water Drive Reservoir), dimana hal ini dapat dilihat dari Water Cut masing-masing sumur.
Kata Kunci : Water cut, Kehilangan Tekanan, Nodal, Inflow, Outflow, Laju Alir, IPR, Sensitivitas, Laju Alir Optimum,Water Drive Reservoir,
v
ANALISA PENGARUH WATER CUT PADA SISTEM PRODUKSI MENGGUNAKAN ANALISA NODAL DENGAN
METODE HAGEDORN & BROWN DI LAPANGAN JK
KENES YOHANA 023210099
Abstract Using the analysis on the production system is very important in determining the influence of water cut in production systems and to calculate the pressure loss occurs in the component. Pressure loss that occurs not only flow rates but could also be due to the amount of water cut. Nodal analysis system is the easiest method is used to improve the performance of wells. Procedures for determining the pressure loss is used Hagedorn and Brown correlation by determining IPR IPR inflow and its outflow. In this case the nodal point is placed well grounded, then the inflow curve consists of IPR only, while the outflow curve consisted of P1 (inside tubing) plus Pwf (based pressure wells). With a maximum flow rate for each well of K1, K2, K3 is 1791.2 BPD, BPD 2487.81, 2750.31 bpd, and test the water cut of 10% sensitivity, 50%, and 75%, the obtained optimum Flow Rate 1583 BPD, BPD 1891, BPD in 1320. Addition of Water Flow Rate Cut on the fluid will cause the production of these wells will decline, evidenced by the increased production of excessive water in the field "JK" related to the existence of a forceful push the water reservoir (Water Drive Reservoir), where this can be seen from the respective Water Cut respective wells. Keywords : Water-cut, pressure loss, nodal, Inflow, Outflow, Flow Rate, IPR,
Sensitivity, Optimum Flow Rate, Water Drive Reservoir,
vi
DAFTAR ISI
Halaman
LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................ i
KATA PENGANTAR ................................................................................ ii
ABSTRAK .................................................................................................. iv
DAFTAR ISI .............................................................................................. vi
DAFTAR GAMBAR ................................................................................. x
DAFTAR TABEL .................................................................................... xii
DAFTAR LAMPIRAN ............................................................................. xiii
DAFTAR SIMBOL .................................................................................... xiv
BAB I. PENDAHULUAN ....................................................................... 1
1.1.Latar Belakang ............................................................................ 1
1.2.Tujuan Penulisan ........................................................................ 2
1.3.Batasan Masalah ......................................................................... 2
1.4.Metodologi Penulisan ................................................................. 2
1.5.Sistematika Penulisan ................................................................ 4
vii
BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN .......................................... 5
2.1.Sejarah Singkat Lapangan JK ................................................ 5
2.2.Keadaan Geologi ....................................................................... 6
2.2.1.Deskripsi Reservoir ........................................................... 7
2.3.Karakteristik Reservoir ............................................................... 7
2.3.1.Karakteristik Batuan Reservoir ....................................... 8
2.3.2.Karakteristik Fluida Reservoir ........................................ 8
2.4.Heterogenitas Reservoir ............................................................ 9
BAB III.TEORI DASAR ........................................................................ 10
3.1.Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) ........................ 11
3.1.1.Produtivity Index (PI) ..................................................... 11
3.1.2.Kurva IPR Satu Fasa ....................................................... 13
3.1.3.Kurva IPR Dua Fasa ....................................................... 14
3.1.4.Kurva IPR Kombinasi ..................................................... 16
3.2.Aliran Fluida Dalam Pipa Satu Fasa ......................................... 17
3.2.1.Persamaan Kehilangan Tekanan ...................................... 20
3.3. Vertikal Lift Performance ......................................................... 23
3.3.1.Metode Hagedorn dan Brown ......................................... 24
3.3.2.Penggunaan Korelasi Gradien Tekanan Aliran Dua
Fasa Dalam Pipa ............................................................... 28
viii
3.3.2.1.Pengaruh Ukuran Tubing ..................................... 29
3.3.2.2.Pengaruh Laju Produksi ....................................... 31
3.3.2.3.Pengaruh Gas Liquid Ratio .................................. 32
3.3.2.4.Pengaruh Densitas ............................................... 33
3.3.2.5.Pengaruh Water Oil Ratio ................................... 34
3.3.2.5.1.Pengukuran Water Oil Ratio ................ 35
3.3.2.5.2.Pengukuran Gas Oil Ratio ................... 35
3.3.2.6.Pengaruh Viscositas ............................................ 36
3.4.Teori Dasar Electrical Submersible Pump (ESP) ..................... 39
3.4.1.Prinsip Kerja ESP ............................................................ 40
3.4.2.Komponen ESP ................................................................ 40
3.4.3.Pemilihan Electric Submersible Pump ............................. 51
3.4.3.1.Pengumpulan Data ............................................... 51
3.5.Analisa Sistem Nodal Untuk Sumur Minyak ............................ 52
3.5.1.Sistem Nodal Pada Sumur Sembur Alam ........................... 55
3.5.1.1.Analisa Nodal Bila Titik Nodal Didasar Sumur...... 59
3.5.1.2.Analisa Nodal Bila Titik Nodal Dikepala Sumur.... 61
3.5.1.3.Analisa Nodal Bila Titik Nodal Diseparator ......... 63
3.5.1.4.Analisa Nodal di Pertengahan Reservoir .............. 65
3.5.2.Sistem Nodal Untuk Sumur Pompa Electrik (ESP) ............ 65
ix
BAB V. ANALISA DATA DAN PERHITUNGAN ................................ 70
BAB VI. PEMBAHASAN .......................................................................... 104
BAB V . KESIMPULAN .......................................................................... 107
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
x
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
2.1 Peta Lokasi Lapangan JK ............................................................. 5
2.2 Peta Stratigrafi Lapangan JK ......................................................... 5
2.3 Stratigrafi Kelompok Telisa dan Bekasap ....................................... 6
3.1 Kurva IPR Satu Fasa ....................................................................... 13
3.2 Kurva IPR Dua Fasa ...................................................................... 14
3.3 Kurva IPR Kombinasi .................................................................... 16
3.4 Sistem Aliran Fluida Didalam Pipa................................................ 18
3.5 Korelasi Faktor Gesekan Hagedorn dan Brown ........................... 23
3.6 Korelasi untuk Koefisien C-Number.............................................. 24
3.7 Faktor Korelasi Hold-up ............................................................... 25
3.8 Faktor Korelasi Kedua ................................................................. 25
3.9 Pengaruh Ukuran Tubing ........................................................... 30
3.10 Penentuan Ukuran Tubing ......................................................... 31
3.11 Pengaruh Laju Produksi Terhadap Gradien Tekanan ............... 32
3.12 Pengaruh GLR Terhadap Gradien Tekanan .............................. 33
3.13 Pengaruh Densitas Terhadap Gradien Tekanan ........................ 34
3.14 Pengaruh Water Cut Terhadap Gradien Tekanan .................... 35
3.15 Pengaruh GLR dan Water Cut .................................................. 36
3.16 Pengaruh Viscositas Terhadap Gradien Tekanan .................... 39
3.17 Komponen ESP ........................................................................ 41
3.18 Komponen di Atas Permukaan ................................................. 42
3.19 Transformer ............................................................................... 43
3.20 Swictcboard ........................................................................................... 43
3.21 Power Cable ............................................................................. 44
3.22 Pompa ESP ............................................................................... 46
xi
3.23 Gas Separator .......................................................................... 47
3.24 Protektor .................................................................................. 48
3.25 Motor ...................................................................................... 49
3.26 Sistem Sumur Secara Keseluruhan ......................................... 56
3.27 Kehilangan Tekanan dalam Sistem Korelasi ......................... 57
3.28 Lokasi Berbagai Node Pada Sistem Produksi ....................... 58
3.29 Arah Perhitungan Analisa Nodal di Dasar Sumur ................ 59
3.30 Plot Kurva IPR dan Kurva Tubing Intake ............................. 60
3.31 Arah Perhitungan Analisa Nodal di Kepala Sumur ............... 62
3.32 Plot Kurva Tubing dan Kurva Pipa Salur .............................. 63
3.33 Arah Perhitungan Analisa Nodal di Separator ........................ 64
3.34 Diagram Tekanan Laju Produksi untuk Rangkaian Pipa ........ 64
3.35 Pengurangan Sumur Akibat Peningkatan Water Cut .............. 67
3.36 Plot Kurva Outflow dengan Kurva Inflow ............................. 67
3.37 Kurva Performance Pompa ..................................................... 68
4.1 Kurva IPR dan Kurva Outflow Dengan WC = 10% ................ 78
4.2 Hasil Plot Antara Inflow dan Outflow Pada Sumur K1............. 79
4.3 Kurva IPR dan Kurva Outflow Dengan WC = 10% ................ 84
4.4 Hasil Plot Antara Inflow dan Outflow Pada Sumur K2 ............ 85
4.5 Kurva IPR dan Kurva Outflow Dengan WC = 10% ................. 90
4.6 Hasil Plot Antara Inflow dan Outflow Pada Sumur K3 ............. 91
xii
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
2.2 Karakteristik Batuan Reservoir Lapangan JK ................... 7
2.3 Karakteristik Fluida Reservoir Lapangan JK .................... 8
4.1 Harga Perhitungan Tekanan (Pwf).......................................... 72
4.2 Harga Q dengan Metode Kehilangan Tekanan
Hagedorn & Brown ................................................................ 79
4.3 Harga Perhitungan Tekanan (Pwf)........................................ 81
4.4a Menentukan Kehilangan Tekanan ......................................... 82
4.4b Menentukan Kehilangan Tekanan ......................................... 82
4.4c Menentukan Kehilangan Tekanan ......................................... 83
4.5 Menentukan Kurva Tubing Intake (Water Cut) ..................... 83
4.6 Harga Q dengan Metode Kehilangan Tekanan
Hagedorn & Brown ............................................................... 85
4.7 Hasil Tekanan (Pwf) dengan Q asumsi .................................. 87
4.8a Menentukan Kehilangan Tekanan ........................................ 88
4.8b Menentukan Kehilangan Tekanan ........................................ 88
4.8c Menentukan Kehilangan Tekanan ........................................ 89
4.9 Menentukan Kurva Tubing Intake (Water Cut) .................... 89
4.6 Harga Q dengan Metode Kehilangan Tekanan
Hagedorn & Brown................................................................. 91
xiii
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A Pembuatan Kurva Inflow dan Outflow Untuk Sumur K1
Lampiran B Pembuatan Kurva Inflow dan Outflow Untuk Sumur K2
Lampiran C Pembuatan Kurva Inflow dan Outflow Untuk Sumur K3
Lampiran D Data Produksi Untuk Sumur K1
Data Produksi Untuk Sumur K2
Data Produksi Untuk Sumur K3
Data Reservoir Dilapangan JK
Kurva Performance Pompa
xiv
DAFTAR SIMBOL
Pwf = Tekanan didasar sumur, Psi
Pr = Tekanan reservoir, Psi
Pwh = Tekanan dikepala sumur, Psi
PI = Produktivity Indeks, Bpd/Psi
h = Tebal formasi produksi, ft
o = Viscositas minyak, cp
Pb = Tekanan Babble point, Psi
Q = Laju alir, Bpd
Qmax = Laju produksi maksimum, Bpd
= Densitas minyak, lb/ft3
V = Kecepatan aliran, m/s
d = Diameter pipa, ft
f = Faktor gesekan
NRe = Bilangan Reynold
= Relatif roughness, ft
= Tension liquid, dyne/cm
P = Kehilangan tekanan, Psi
P2 = Tekanan inside tubing, Psi
P3 = Tekanan Tubing intake, Psi
P4 = Tekanan dasar sumur, Psi
SGw = Spesifik grafity air
SGo = Spesifik grafity minyak
xv
PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR
Dengan ini saya menyatakan bahwa dalam Tugas Akhir ini tidak terdapat karya
yang pernah diajukan untuk memperoleh gelar kesarjanaan di suatu Perguruan
Tinggi, dan sepanjang pengetahuan saya juga tidak terdapat karya atau pendapat
yang pernah ditulis atau diterbitkan oleh orang lain, kecuali yang secara tertulis
diacu dalam naskah ini dan disebutkan dalam daftar pustaka.
Pekanbaru, Juni 2010
KENES YOHANA
N P M : 023210099
1
BAB I
PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Produksi dari sumur minyak, umumnya fluida dapat mengalir sendiri
kepermukaan karena mempunyai tenaga pendorong alamiah yaitu tekanan reservoir
(Pr). Karena sumur diproduksikan terus-menerus dan tekanan reservoir sumur
semakin menurun sehingga tenaganya tidak dapat lagi mendorong atau mengangkat
fluida kepermukaan. Agar tekanan reservoir tidak cepat menurun drastis, maka harus
dilakukan optimasi produksi antara laju produksi yang diinginkan, diameter tubing,
diameter flowline, tekanan didasar sumur tersebut. Ini dapat dilakukan dengan studi
produktivitas sumur, studi ini bertujuan untuk mengetahui kemampuan sumur
berproduksi yang juga akan membantu untuk perencanaan atau mendisain laju
produksi sumur sembur alam (Natural Flow) dan untuk sumur pengangkatan buatan
(Artificial Lift).
Salah satu metoda produktivitas sumur adalah dengan menganalisa sistem
nodal, pada analisa nodal ini kita bisa melihat kemampuan produksi sumur dengan
memakai kurva IPR. Pembuatan analisa nodal didasar sumur dengan memplot kurva
IPR dengan Tubing Intake, dan kurva ini bisa mempergunakan untuk menganalisa
pengaruh perameter yang ada seperti water cut dan mendisain Pwh agar
menghasilkan qo optimum, untuk setiap penurunan qo yang diperoleh sumur.
Perencanaan sistem sumur produksi ataupun perkiraan laju produksi dari sistem
sumur yang telah ada dengan menggunakan Analisa Sistem Nodal ini sangat
tergantung dari ketelitian dan tepatnya pemilihan korelasi/metoda kelakuan aliran
fluida reservoir yang digunakan dalam analisa.
Metode yang digunakan adalah metode Hagedorn & Brown, dimana metode
ini menjelaskan tentang kelakuan aliran fluida formasi dalam pipa vertikal (tubing)
disepanjang sumur, terutama mengenai analisa kehilangan tekanan dalam pipa
2
vertikal tersebut,sehingga dapat menganalisa pengaruh water cut yang terjadi didalam
tubing terhadap laju poduksi yng diinginkan.
1.2 Tujuan Penulisan
Tujuan penulisan dari penelitian ini adalah untuk menganalisa pengaruh water
cut pada sumur produksi dengan melakukan uji sensitivitas water cut terhadap laju
alir sumur dengan menggunakan analisa sistem nodal sehingga dapat diperkirakan
laju produksi dari sistem sumur yang telah ada.
1.3 Batasan Masalah
Dalam penulisan Tugas Akhir ini penulis menitik beratkan untuk melakukan
uji sensitivitas water cut pada sumur produksi dengan metoda kehilangan tekanan
vertikal dalam tubing menggunakan korelasi Hagedorn dan Brown dengan melakukan
analisa nodal untuk sumur pompa elektrik (ESP).
1.4 Metodologi Penulisan
Penulisan tugas akhir ini dilakukan dengan mengumpulkan data-data lapangan
yang dianggap perlu oleh penulis dan kemudian mengolahnya sesuai dengan teori
yang didapatkan dari beberapa literatur yang ada. Kemudian dilakukan analisa data
yang membawa kepada beberapa kesimpulan yang merupakan tujuan tugas akhir ini.
3
FLOW CHART
diplot
Start
Analisa Data dan
Perhitungan
Pembahasan
Kesimpulan
Selesai
Data : - Data Produksi
- Swab Test
Menentukan Kurva IPR
Menentukan Kurva Tubing Intake dengan Menggunakan Metode Hagedorn & Brown
Analisa Nodal
4
1.5 Sistematika Penulisan.
Tugas akhir ini dirangkum dalam beberapa bab yang disusun berdasarkan
sistematika penulisan sebagai berikut :
BAB I : Pendahuluan
Menjelaskan tentang latar belakang, tujuan, batasan masalah,
metode penulisan, dan sistematika penulisan.
BAB II : Tinjauan Umum Lapangan
Menjelaskan tentang sejarah lapangan, geologi, stratigrafi lapangan,
karakteristik batuan dan fluida reservoir, dan heterogenitas lapangan.
BAB III : Teori Dasar
Menjelaskan tentang kurva IPR, aliran fluida dalam pipa, persamaan
kehilangan tekanan vertikal dalam tubing, penggunaan korelasi gradien
tekanan aliran satu fasa dalam pipa, analisa sistem nodal untuk pompa
elektrik (ESP)
BAB IV : Analisa Data dan Perhitungan
Menjelaskan tentang data dan perhitungan Kurva IPR, kehilangan tekanan
dan perpotongan Kurva Inflow dan kurva Outflow.
BAB V : Pembahasan
Menjelaskan tentang Kurva IPR dan kehilangan tekanan dengan metoda
Hagedorn & Brown, serta pengaruh terhadap laju produksi.
BAB VI : Kesimpulan
Menjelaskan tentang rangkuman dari semua bab yang terdapat dalam
tugas akhir ini.
5
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN JK
2.1 Sejarah Singkat Lapangan JK
Lapangan JK yang berada dipusat Sumatera, yang merupakan salah satu aset RTM
Kotabatak Petapahan Light Sumatera Selatan dengan OOIP dari 347 MMBO. Lapangan
JK terletak di Blok Rokan dari Kontrak Bagi Hasil Chevron Daerah, Propinsi Riau,
Sumatera dan berjarak sekitar 80 km Utara-Barat, Pekanbaru, ibukota Propinsi Riau (Gambar
2.1).
Lapangan JK yang ditemukan pada bulan Juni 1971 dan di produksikan pada bulan
Januari 1973. Puncak produksi 48.000 BOPD dengan 13% water cut pada bulan April 1973
dari sebelas sumur. Water cut terus meningkat dan mencapai 93% pada tahun 2001 ini. Saat
ini, lapangan JK telah memproduksikan sekitar 3.900 BOPD dengan 93% water cut. Dari
48 sumur yang telah dibor pada lapangan JK ini, 32 dari sumur tersebut masih
memproduksi. Produksi kumulatif pada September 2008 adalah 115 MMBO dari OOIP 347
MMBO (33% Faktor Perolehan). Berdasarkan catatan dari tahun 2008 dari cadangan
kandungan minyak awal 7,2 MMBO ada Cadangan Terbukti (PI), 4,1 MMBO Kemungkinan
Reserves (P2), 1,7 MMBO Posible Reserves (P3) dan 10,5 MMBO Resources (P4-P6).
Tekanan reservoir awal Bekasap Sand tercatat 1718 psig. Tekanan saat ini tercatat
antara 500-700 psig di Bekasap A dan B Sand dan 1500 psig di Bekasap C Sand. Bekasap C
Sand tehitung sebesar 70% dari porositas dengan tenaga air pendorong dan permeabilitas
yang tinggi.
Pada awal 2008, sumur di lapangan JK dilakukan proyek pemboran. Proyek ini
sangat sukses dengan total produksi awalnya lebih dari 6.000 BOPD. Dalam bulan Januari
sampai periode Oktober 2008 telah memproduksikan minyak komulatif sebesar 463.000
Bbls. Itu merupakan peningkatan laju produksi dari rata-rata 2.900 BOPD pada tahun 2007
dengan 95% water cut, menjadi rata-rata 3.900 BOPD dengan 93% water cut pada tahun
2008 (Gambar 2.2). Saat ini injeksi air rata-rata di lapangan JK dipermukaan 60.000
BWPD. Agar produksi minyak lebih optimal, injeksi air dilakukan dengan pola inverted
seven spot (satu sumur injeksi dikelilingi enam sumur produksi) dan diharapkan efisiensi
injeksi air semakin meningkat untuk yang akan datang.
6
Gambar 2.1 Peta Lokasi Lapangan JK
Gambar 2.2. Grafik Perbandingan Water Cut Lapangan JK
2.2 Keadaan Geologi Keadaan geologi pada lapangan JK terbagi dua reservoir yang dipisahkan oleh
suatu patahan besar yaitu reservoir utama dan reservoir Barat Laut ke arah Tenggara di
Sumatera Tengah. anticline asimetris sumbu, dibentuk oleh kesalahan reverse, downthrown
ke timur laut. Anticline ini terbentuk akibat tumbukan lempeng Samudera Indonesia dan
lempeng Benua Asia dan terjadi bersamaan dengan patahan normal pada formasi Sihapas.
Formasi Sihapas dipotong oleh delapan patahan dengan struktur yang sederhana.
7
2.2.1 Deskripsi Reservoir Struktur lapangan JK terbagi menjadi dua kubah antiklin (Blok A dan B) yaitu
pada Blok upthrown dan satu antiklin (Blok C) di Northwest Segment.
Kesalahan normal yang terjadi pada Northeast-Southwest ditafsirkan pada
pengolahan baru seismik yang tidak ditampilkan pada kumpulan data sebelumnya.
Berdasarkan Fault Sealing Analysis (FSA) yang dilakukan oleh ITB 2006 sebagian besar
kesalahan adalah pemerian reservoir. (Gambar 2.3).
Bagian stratigrafi yang ditampilkan pada Gambar 2.4, hanya dua formasi yang bisa
menembus di lapangan JK, yaitu formasi Telisa dan Bekasap yang berada di bawah
permukaan. Ada empat belas reservoir minyak yang berbeda dalam Telisa dan formasi
Bekasap.
Lingkungan pengendapan formasi Telisa dan Bekasap relatif sama dengan apa yang
telah ditemukan di sekitar lapangan seperti Kotabatak. Komponen pembentuk reservoir
adalah laut dangkal pasir dari formasi Bekasap sebagai target utama proses pengeboran.
Gambar 2.4 Stratigrafi Kelompok Telisa dan Bekasap
2.3 Karakteristik Reservoir Lapangan minyak JK mempunyai mekanisme pendorong yang berupa tenaga air
yang aktif dan kuat (strong water drive). Mekanisme ini ditambah dengan pemakaian ESP
8
pada laju produksi yang tinggi sehingga mengakibatkan air terproduksi menjadi cepat, hal ini
ditunjukkan oleh peningkatan water cut yang cepat sekali. Oleh sebab itu zona-zona yang
ditinggalkan minyak segera diisi oleh air yang berada di bawahnya, sehingga tekanan
reservoir relatif konstan.
2.3.1 Karakteristik Batuan Reservoir Reservoir merupakan wadah tempat berkumpulnya hidrokarbon. Ruang
penyimpanan hidrokarbon dalam reservoir berupa rongga atau pori-pori yang terdapat antara
butiran mineral.
Batuan reservoir yang umumnya dijumpai adalah sandstone, limestone, dolomite atau
campuran ketiganya. Formasi batuan hanya terdiri dari sandstone atau limestone maka
disebut formasi bersih atau clean formation, sedangkan formasi batuan yang mengandung
clay atau shale disebut dirty atau shaly formation.
Reservoir lapangan JK tergolong pada reservoir batu pasir yang terdapat pada
lapisan T, A, B, D, dan S.
Tabel 2.1. Karakteristik Batuan Reservoir Lapangan JK
Lapisan
Pasir
Harga Rata-Rata
Porositas
(%)
Permeabitas
(mD)
A 22 515
B 23 786
C1 22 1,150
C2 22 957
C3 20 46
2.3.2 Karakteristik Fluida Reservoir Reservoir lapangan JK memiliki Gas Oil Ratio (GOR) yaitu 27 SCF/STB, densitas
minyak 3.3 cp dan Faktor Volume Formasi (FVF) 10,800 RB/STB yang diukur pada Bubble
Pressure (Pb) sebasar 246 psig.
9
Tabel 2.2. Karakterisrik Fluida Reservoir Lapangan JK
2.4 Heterogenitas Reservoir
Prosedur yang umum seperti yang dijelaskan diatas, menunjukkan bahwa perforasi
dilakukan pada interval teratas untuk reservoir dengan tenaga pendorong air yang kuat seperti
Lapangan JK.
Sebagian besar formasi batu pasir pada mula terhampar sebagai lapisan yang berlapis
dengan porositas dan permeabilitas yang bervariasi. Proses sedimentasi yang normal
menyebabkan perlapisan secara alamiah. Aliran fluida pada lapisan-lapisan tersebut memilki
derajat kemudahan alir yang berbeda-beda dan zona-zona non permeabel akan memisahkan
lapisan permeabel, sehingga tidak terdapat fluida yang mengalir dari satu lapisan ke lapisan
lainnya.
Pada lapisan tipis atau lapisan terstratifikasi, kemungkinan pergerakan fluida
berbentuk pararel terhadap perlapisan (fingering), seperti gas bebas bergerak ke bawah dari
tudung gas atau naiknya air dari aquifer, dapat terjadi ketika penyelesaian dilakukan dengan
interval yang pendek disertai laju alir produksi sumur yabg tinggi. Pada bagian reservoir
terstratifikasi baik oleh shale break atau oleh variasi permeabilitas, maka merupakan hal yang
penting untuk mengatur interval penyelesaian dimana seluruh variasi lapisan reservoir harus
dipastikan mengalir. Beberapa pengaturan interval penyelesaian secara vertikal dapat
berpengaruh pada laju pengembalian dari variasi lapisan tersebut. Untuk memaksimumkan
perolehan dari reservoir tersebut, secar praktis interval produksi harus dilakukan pada zona
yang sudah diidentifikasi.
Parameter unit T A B C S
Porosity,Mean % 22 23 22 22 0
Water Sat,Mean % 20 20 20 20 20
Oil FVF RB/STB 10.800 10.800 10.800 10.800 10.800
Permeability,Mean mD 515 786 1,150 957 46
Press Orig,Mean Psig 1,718 1,718 1,718 1,718 1,718
Press Currt,Avg Psig 1,346 1,421 1,450 1,174 1,027
Press Datum,Depth FT.SS 4,075 4,075 4,075 4,075 4,075
Oil Sat.Preesure Psig 246 246 246 246 246
10
BAB III
TEORI DASAR
3.1 Kurva IPR Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) adalah kurva yang
menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, yang dinyatakan
dalam bentuk hubungan antara laju produksi (q) terhadap tekanan alir dasar sumur
(Pwf).
Dalam persiapan pembuatan kurva IPR terlebih dahulu harus diketahui
Productivity Index (PI) sumur tersebut, yang merupakan gambaran secara kwalitatif
mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi.
3.1.1 Produktivity Index (PI) Produktivity Index merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan
kemampuan suatu sumur untuk berproduksi pada suatu kondisi tertentu, atau
dinyatakan sebagai perbandingan antara laju produksi suatu sumur pada suatu harga
tekanan alir dasar sumur (Pwf) tertentu dengan perbedaan tekanan dasar sumur pada
keadaan statik (Ps) dan tekanan dasar sumur pada saat terjadi aliran (Pwf),
dinyatakan dalam stock tank barrel per day. Secara matematis bentuknya dapat
dituliskan sebagai berikut :
wfs
o
PPqJPI
== .................................................................................. (3-1)
dimana :
PI = Productivity Index, bpd/psi
Q = Laju Produksi, bbl/day
Ps = Tekanan Statik Dasar Sumur, Psi
Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi
11
Secara teoritis persamaan (3-1) dapat didekati oleh persamaan radial dari
Darcy untuk fluida homogen, incompressible dan horizontal. Dengan demikian
untuk aliran minyak saja berlaku hubungan :
(re/rw)ln hk 10 x 7.082 J
oo
-3
= ................................. (3-2)
+=
Bw wkw
Bo oko
(re/rw) lnh 10 x 7.082 J
-3
................................(3-3)
dimana :
J = Productivity index, bbl/hari/psi
k = Permeabilitas batuan, mD
h = Tebal formasi produksi, ft, m
o = Viscositas minyak, cp
re = Jari-jari pengurasan sumur, ft
rw = Jari-jari sumur, ft
kw = Permeabilitas efektif terhadap sumur, mD
ko = Permeabilitas efektif terhadap minyak, mD
w = Viscositas air, cp
Bo = Faktor volume formasi minyak, bbl/STB
Bw = Foktar volume formasi air, bbl/STB
Selanjutnya jika fluida yang mengalir merupakan kombinasi dari fluida fasa
satu dan fluida dua fasa, yaitu terjadi pada kondisi tekanan reservoir (Pr) lebih besar
dari pada tekanan bubble point (Pb) dan tekanan alir dasar sumur (Pwf) sudah
mengalami penurunan hingga lebih kecil dari Pb. Aliran satu fasa yaitu qb, terjadi
mulai dari Pr hingga Pb, dan aliran fluida dua fasa yaitu q, akan terjadi mulai dari Pb
hingga Pwf.
12
Dalam persiapan pembuatan kurva IPR untuk kondisi satu fasa lebih dahulu
harus diketahui hubungan sebagai berikut ini, dimana PI (J) pada saat Pwf = 0 Psi
adalah :
( ))Prmax PwfJq = ........................................................................(3-4) Jika test dilakukan pada kondisi dibawah tekanan gelembung minyak (Pb).
maka J dapat ditentukan dengan persamaan berikut :
+
=2
8,02,018,1
Prb
wf
b
wfbb P
PPPPP
qtestJ ....................................(3-5)
dan apabila test dilakukan pada saat Pwf > Pb maka :
test
test
PwfqJ
=Pr
Semua penentuan harga PI yang telah dikemukakan di atas dapat dilakukan
bila data-data dari hasil test yang telah tersedia.
3.1.2 Kurva IPR Satu Fasa Kurva IPR untuk satu fasa akan membentuk suatu garis linear dengan harga
PI yang konstan untuk setiap harga Pwf. Hal ini terjadi apabila tekanan reservoir (Pr)
lebih besar dari tekanan gelembung minyak (Pb).
Aliran fluida pada tekanan reservoir lebih besar dari pada tekanan gelembung
atau PI konstan dan Ps juga konstan, maka variabelnya adalah laju produksi (q) dan
tekanan aliran di dasar sumur (Pwf) kurva IPR dapat dibuat persamaan :
IP
qPP rwf = ..........................................................................................(3-6)
Pada persaman (3-6) terlihat bahwa Pwf dan laju produksi mempunyai
hubungan yang linier, yang disebut Inflow Performance Relationship, yang
menggambarkan reaksi-reaksi reservoir bila ada perbedaan tekanan didalamnya.
13
Berdasarkan anggapan diatas, maka bentuk garis dari persamaan (3-6) adalah
merupakan garis lurus seperti yang terlihat pada Gambar 3.1
Apabila sudut OAB adalah , maka :
PI Ps
Ps x PI OAOB tan === ...................... (3-7)
Gambar 3.1. Kurva IPR Satu Fasa
Untuk membuat kurva IPR diperlukan data-data sebagai berikut :
Laju produksi (q)
Tekanan alir dasar sumur (Pwf)
Tekanan statik atau tekanan reservoir (Pr)
Ketiga data tersebut diperoleh dari hasil uji sumur serta test produksi dari
sumur yang bersangkutan.
14
3.1.3 Kurva IPR Dua Fasa Muskat menyatakan apabila fluida yang mengalir adalah fluida dua fasa
(minyak dan air), maka bentuk kurva IPR akan merupakan suatu garis lengkung, dan
harga PI tidak lagi merupakan harga yang konstan, karena kemiringan garis IPR akan
berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf.
Gambar 3.2. Kurva IPR Dua Fasa
Untuk membuat kurva IPR dua fasa, Vogel menurunkan suatu persamaan
dengan dasar penggembangan untuk solution gas drive reservoir saja. Selain itu juga
hanya berlaku untuk fluida dua fasa, minyak dan gas. Tetapi dalam reservoir partal
water drive, dimana terdapat sumursumur yang terisolasi dari perembesan air, kurva
dasar IPR masih dapat dipergunakan. Persamaan Vogel tersebut dapat dinyatakan
sebagai berikut :
2
max
8,02,01
=
r
wf
r
wf
o
o
PP
PP
............................................................ (3-8)
15
atau :
+=
max
80811125,0o
orwf q
qPP ..................................................... (3-9)
Pembuatan kurva IPR dengan persamaan ini memerlukan satu data uji
produksi (qo dan Pwf) dan uji tekanan statik. Persamaan ini dikembangkan untuk
menentukan kurva IPR apabila tekanan statik lebih besar dari tekanan gelembung.
Pada kondisi ini kurva IPR terdiri dari dua bagian seperti gambar 3.2, yaitu :
- Kurva IPR linier, apabila tekanan alir dasar sumur lebih besar dari tekanan
gelembung. Pada kondisi ini persamaan (3-6) digunakan untuk menentukan kurva
IPR.
- Kurva IPR tidak linier, apabila tekanan dasar sumur lebih kecil dari tekanan
gelembung. Pada kondisi ini persamaan kurva IPR berupa persamaan (3-8)
Harga qo dan qmax ditentukan dengan persamaan sebagai berikut :
( )PbJqvogel = Pr ................................................................................ (3-10)
8.1max
bvogel
PxJqq += ........................................................................ (3-11)
dimana :
qo = Laju produksi, BPD
qvogel = Laju produksi pada tekanan bubble point, BPD
Pwf = Tekanan dasar sumur, Psia
Pb = Tekanan Bubble point, Psia
qmax = Laju prouksi maksimum, BPD
PI = J = Productivitas Index, BPD/Psia
16
Grafik IPR yang dihasilkan reservoir simulator tersebut akan melengkung dan
model reservoir yang disimulasikan merupakan reservoir hipotesi dengan tenaga
dorong gas terlarut. Selain itu dalam pengembangannya dilakukan anggapan :
a. Reservoir bertenaga dorong gas terlarut
b. Harga skin disekitar lubang bor sama dengan nol
c. Tekanan reservoir dibawah tekanan saturasi
3.1.4 Kurva IPR Kombinasi Bila fluida yang mengalir merupakan kombinasi aliran fluida satu fasa dan
dua fasa, maka kurva IPR akan terdiri dari dua bagian, yaitu :
1. Bagian kurva yang lurus, untuk kondisi Pr > Pb dan Pwf Pb.
2. Bagian kurva yang lengkung, untuk kondisi Pwf < Pb.
Gambar 3.3 Kurva IPR kombinasi
Pembuatan kurva IPR untuk dua hal diatas tergantung kepada Pwf tes, lebih
besar atau lebih kecil dari Pb. Pada bagian garis IPR yang lengkung (Pwf < Pb)
berlaku hubungan sebagai berikut :
17
a. Untuk grafik IPR, dimana Pwf < Pb, berlaku hubungan berikut :
( )
+= 0.8 -
PP
0.2 - 1 q - q q q2
b
wfbmaxbo
b
wf
PP
...........(3-12)
b. Untuk penentuan q max , pada IPR dengan kondisi Ps > Pb , berlaku
hubungan :
1.8Pb . PI q q bmax += ........... (3-13)
dimana :
( )brb P-PPI q =
3.2. Aliran Fluida Dalam Media Pipa Satu Fasa Selama fluida di dalam pipa, distribusi tekanan aliran disepanjang pipa harus
diketahui supaya dapat diperkirakan besarnya kehilangan tekanan yang akan terjadi.
Untuk memperkirakan kehilangan tekanan secara menyeluruh selama fluida
mengalir di dalam pipa, ada tiga komponen penting yang harus diketahui, yaitu :
1. Komponen ketinggian (elevation)
2. Komponen gesekan (friction)
3. Komponen percepatan (acceleration)
Penentuan faktor gesekan untuk aliran fluida satu fasa tergantung tipe
alirannya. Pada aliran satu fasa laminer, faktor gesekan ditentukan dengan persamaan
Hagen-Poiseuille, yaitu :
f
c
dLdPgdv
=
32
2
...................................................................................... (3-14)
Re
6464Nvd
fm == ............................................................................ . (3-15)
Pendekatan untuk penentuan faktor gesekan aliran satu fasa turbulen dibuat
berdasarkan kekasaran pipa. Untuk pipa halus korelasi yang dikembangkan berlaku
18
untuk selang bilangan Reynold (NRe) yang berbeda-beda. Persamaan yang umum
digunakan untuk selang harga NRe yang luas, yaitu 3000
19
(dP/dL)acc = (vdv)/(gcdz), merupakan komponen yang ditimbulkan oleh
adanya perubahan energi kinetik.
Tinjauan lebih luas mengenai aliran fluida satu fasa ini adalah sebagai berikut
ini :
1. Komponen Perubahan Ketinggian
Komponen ini sama dengan nol untuk aliran horizontal dan mempunyai harga
untuk aliran compressible atau incompressible atau transient, baik dalam aliran
pipa vertikal maupun miring. Untuk aliran ke bawah harga sin berharga negatif
dan tekanan hidrostatik akan bertambah pada arah aliran.
2. Komponen Friction Loss
Komponen ini berlaku untuk semua jenis aliran pada setiap sudut pipa
dan menyebabkan penurunan tekanan dalam arah aliran. Pada aliran laminer
friction loss berbanding lurus dengan kecepatan fluida. Sedangkan pada aliran
turbulen friction loss berbanding lurus dengan vn, dimana 1,7
20
Secara sederhana persamaan keseimbangan energi antara dua titik dalam
sistem dapat dinyatakan sebagai berikut :
Energi masuk + energi disekitar sistem = energi keluar
AA
c
A
c
2A
A
Vpg
zgmg2vm
U Titik A Titik B
Z1
Z2
Datum
pompa
- Wkerja dari pompapada fluida
+ qpenambahan panaspada fluida
BB
c
B
c
2B
B
Vpg
zgmg2vm
U
Gambar 3.4 Sistem Aliran Fluida dalam Pipa
Keseimbangan energi tersebut dapat ditulis sebagai berikut :
cccc g
mgZg
mVVPUWsqg
mgZg
mVVPU 22
2222
12
1111 22
+++=+++ ............. (3-20)
dimana :
U = Energi dalam
PV = Energi ekspansi atau energi kompresi
cg
mV2
2
= Energi kinetik
cg
mgZ = Energi potensial
Q = Energi panas yang masuk ke dalam fluida
21
Ws = Kerja yang dilakukan terhadap fluida.
Z = Ketinggian yang dihitung dari suatu datum tertentu.
Untuk mendapatkan energi per unit massa, maka dalam bentuk diferensial
dapat ditulis :
scc
dWdqdZgg
gVdvPddU ++
+
................................................. (3-21)
Persamaan di atas masih dalam bentuk energi dalam, sehingga dalam bentuk
energi mekanik dimana tidak ada kerja yang dilakukan baik terhadap maupun oleh
fluida, didapat :
0Lg
Zgg
VPW
cc
=+++ dddvd
.................................................................. (3-22)
Untuk pipa miring dengan sudut kemiringan terhadap bidang horizontal
dimana dZ = dL sin , maka :
0Lsingcg
gcVP
W =+++ ddLdvd
........................................................... (3-23)
Bila persamaan 3-23 dikalikan dengan /dL pada kondisi atau kemiringan
tertentu, maka diperoleh :
0L
singc
gLgc
P W =+++dLd
dvdv
dLd ......................................................... (3-24)
dimana dLW adalah kehilangan energi akibat proses irreversibilitas, misalnya
oleh adanya gesekan. Persamaan (3-24) tersebut dapat digunakan untuk menghitung
gradien tekanan dan dengan menganggap penurunan tekanan adalah positif dalam
arah aliran, maka :
22
0singc
gLgc
P=
++=
fdLdP
dvdv
dLd ......................................................... (3-25)
dimana :
==
dLd
dLdP
f
WL gradien tekanan yang disebabkan adanya gesekan.
Kehilangan tekanan untuk aliran di dalam pipa disebabkan oleh gesekan,
perbedaan ketinggian serta adanya perubahan energi kinetik. Karena gesekan terjadi
pada dinding pipa maka perbandingan antara shear stress (w) dengan energi kinetik
per satuan volume (v2/2gc) menunjukkan peran shear stress terhadap kehilangan
tekanan secara keseluruhan. Perbandingan ini membentuk suatu kelompok tidak
berdimensi yang dikenal sebagai faktor gesekan Fanning, sebagai berikut:
f 222
2/ vg
gvcw
c
w
== .............................................................................. (3-26)
Gradien tekanan yang disebabkan oleh faktor gesekan dinyatakan dalam
persamaan Fanning, yaitu :
dgvf
dLdP
cf
22 =
.......................................................................................(3-27)
Dalam bentuk faktor gesekan Moody (fm), dimana fm = 4f , sehingga
persamaan (3-28) menjadi :
dgvf
dLdP
c
m
f 2
2=
...............................................................................(3-28)
3.3 Vertikal Lift Performance.
Vertikal lift performance adalah kelakuan aliran fluida formasi dalam pipa
vertikal (tubing) disepanjang sumur, terutama mengenai analisa kehilangan tekanan
dalam pipa vertikal tersebut.
23
Analisa fluida reservoir dari dasar sumur kepermukaan akan mengalami
penurunan tekanan aliran, penurunan ini tergantung pada besarnya volume fluida
yang mengalir dalam tubing, karakteristik fluidanya dan diameter dalam tubing.
Penurunan tekanan dalam tubing ini terutama disebabkan terjadinya gesekan antara
fluida formasi dengan dinding bagian dalam tubing dan antara fluida dengan
fluidanya sendiri.
Penurunan tekanan aliran yang terlalu besar dapat mengurangi produktifitas
formasi (aliran fluida) yang sampai kepermukaan, oleh sebab itu harus diusahakan
agar penurunan tekanan aliran fluida formasi tidak terlalu besar, sehingga tekanan
aliran fluida formasi dipermukaan (THP) masih bisa mendorong fluida formasi
keseparator, terutama cara produksi yang merupakan sumber alam dan gas lift.
Tujuan dari vertikal lift performance ini adalah untuk mengetahui distribusi
tekanan dalam tubing pada saat berbagai kedalaman. Hal ini perlu untuk perencanaan
gas lift, penentuan tekanan alir dasar sumur serta untuk pemilihan tubing agar natural
flow dapat dipertahankan selama mungkin.
Berikut sebagian dari salah satu metode perkiraan penurunan tekanan aliran
sepanjang pipa.
3.3.1 Metoda Hagedorn dan Brown
Usaha yang dilakukan oleh Hagedorn dan Brown adalah membuat suatu
korelasi perhitungan gradien tekanan yang dapat digunakan pada range laju aliran
yang sering ditemui dalam praktek, range GLR yang luas, dapat digunakan untuk
setiap ukuran tubing serta berbagai sifat fisik dari pada fluida yang mengalir.
Persamaan gradien tekanan yang diturunkan dari persamaan energi dengan
menggunakan prinsip-prinsip termodinamika adalah sebagai berikut :
dhgdVV
dgVf
gg
dhdP
ccc ...
..2..sin.
2 ++=
........................................ (3-30)
24
Dengan anggapan semua fluida pada kondisi mantap (steady state) dan aliran
satu dimensi. Penggunaan persamaan ini memerlukan data , f, V, yang harus
ditentukan pada kondisi satu fasa, variabel ini dapat ditentukan dengan mudah.
Dalam kasus ini kehilangan tekanan akibat elevasi = 0 karena merupakan
aliran vetilkal. Begitu juga dengan acceleration sangat kecil karena luas
penampangnya yang konstan. Jadi persamaan Hagedorn & Brown menjadi :
dgVf
dLdP
dLdP
cfrictiom ..2.. 2
=
=
.................................................................... (3-31)
Korelasi Faktor Gesekan Dalam Hold Up
Baik Liquid holdup maupun pola aliran tidak diukur selama studi Hagedorn
dan Brown, meskipun korelasi untuk liquid holdup disajikan. Korelasi tersebut
dikembangkan dengan mengasumsikan bahwa faktor gesekan satu fasa dapat
diperoleh dari diagram Moody yang didasarkan pada Reynolds Number dua fasa.
Bilangan Reynold ini membutuhkan nilai untuk HL. dalam syarat viskositas.
NRen = m
mm dv
1488 .......................................................................... (3-32)
Nilai HL yang diperoleh belum tentu liquid holdup yang sebenarnya, tapi itu
adalah nilai yang dibutuhkan untuk menyeimbangkan kehilangan tekanan dan faktor
gesekan yang dipilih. Beberapa bilangan berdimensi yang digunakan untuk
mengkorelasikan HL dan dua faktor koreksi sekunder. Bilangan berdimensi ini telah
ditetapkan sebelumnya oleh Ros dan diberikan sebagai berikut:
NLV = 1,938VSL (L / ) 0,25 .................................................................. (3-33)
NGV = 1.938Vsg (L / ) 0,25 .................................................................... (3-34)
Nd = 120,872d (L / )0,5 .................................................................... (3-35)
NL = 0,15726L (1,0 / L3) 0,25.............................................................. (3-36)
25
Gambar 3.5 Korelasi Faktor Gesekan dari Hagedorn & Brown.
dimana :
NLV = Bilangan kecepatan aliran
NGV = Bilangan kecepatan gas
Nd = Bilangan diameter
NL = Bilangan viskositas cairan
= Tension liquid, dyne/cm
Dengan menggunakan teknik regresi, untuk menghubungkan keempat
parameter tak berdimensi diatas, maka dapat dibuat hubungan faktor hold-up, seperti
yang terlihat pada Gambar 3.6 tetapi yang harus diingat adalah bahwa korelasi hold-
up tersebut merupakan korelasi pseodo hold-up. Hal ini disebabkan, karena Hagedorn
26
dan Brown tidak melakukan pengukuran hold-up, melainkan hold-up tersebut
ditentukan berdasarkan perhitungan atas dasar data penurunan tekanan (diukur)dan
faktor gesekan yang ditentukan berdasarkan bilangan Reynold.
Pengaruh viscositas dari pada cairan, diperhitungkan dalam bentuk harga CNL,
yang merupakan salah satu elemen Gambar 3.6. Harga CNL ini ditentukan
berdasarkan grafik hubungan antara NL dengan CNL seperti pada Gambar 3.7. Grafik
Gambar 3.7 ini dibuat berdasarkan pada viscositas air, yang mana harga C untuk air
sama dengan 1. Grafik tersebut menunjukkan bahwa untuk viscositas cairan yang
rendah, maka viscositas tidak memberikan pangaruh yang berarti.
Sebelumnya telah diuraikan bahwa Gambar 3.6 , merupakan korelasi pseodo
holld-up, dengan demikian untuk menetukan harga hold-up sebenarnya diperlukan
Faktor Korelasi Sekunder (), yang mana faktor ini diplot terhadap parameter tak
berdimensi X2. Grafik ini dapat dilihat pada Gambar 3.8.
14.2
38.0
2
*
d
Lgv
NNN
X =.......................................................................................... (3-37)
Gambar.3.6 Korelasi untuk Koefisien C-Number
27
Gambar 3.7 Faktor Korelasi Holdup
Gambar 3.8 Faktor Korelasi Kedua
28
3.3.2. Penggunaan Korelasi Gradien Tekanan Aliran Vertikal dalam Pipa. Ketelitian dari pada korelasi-korelasi gradien tekanan yang telah dibahas
sebelumnya, cukup baik, sehingga sesuai untuk dapat digunakan dalam beberapa hal
berikut ini :
1. Untuk pemilihan ukuran tubing yang tepat.
2. Untuk memperkirakan kapan suatu sumur akan mati dan untuk
memperkirakan kapan diperlukan artificial lift.
3. Untuk perencanaan artificial lift.
4. Untuk penentuan tekanan aliran dasar sumur.
5. Untuk penentuan Productivity indeks dari pada sumur.
6. Perkiraan laju produksi yang maksimum.
Dalam penggunaan korelasi perhitungan gradien tekanan tersebut, diperlukan
pengertian tentang pengaruh beberapa variabel, misalnya diameter pipa, laju
produksi, perbandingan gas dengan cairan, water cut, densitas dan sebagainya
terhadap gradien tekanan yang dihasilkan atau terhadap grafik distribusi tekanan
sepanjang pipa.
Dalam praktek penggunaan korelasi gradien tekanan aliran vertikal, dapat
dilakukan dengan salah satu cara berikut ini :
1. Dengan menggunakan komputer.
2. Dengan menggunakan grafik-grafik yang telah tersedia.
Apabila waktu bukan merupakan suatu hal yang penting, maka dianjurkan
untuk menggunakan komputer (jika fasilitas komputer tersedia).
Berikut ini akan dijelaskan tentang bagaimana pangaruh beberapa variabel
yang telah disebutkan diatas terhadap grafik distribusi tekanan aliran sepanjang pipa.
3.3.2.1.Pengaruh Ukuran Tubing.
Gambar 3.9 berikut ini menunjukkan bagaimana perbedaan gradien tekanan
yang dihasilkan oleh masing-masing ukuran tubing sesuai dengan data yang
tercantum dalam grafik tersebut.
29
Dari Gambar 3.9 tersebut dapat disimpulkan bahwa makin kecil ukuran tubing
makin besar penurunan tekanan yang terjadi. Sebagai contoh untuk laju aliran sebesar
200 STB/hari dan tekanan da kepala sumur 150 psi, untuk ukuran tubing 3 in
diperlukan tekanan aliran dasar sumur sebesar 1150 psi, sedangkan untuk ukuran
tubing 1 in diperlukan tekanan aliran dasar sumur sebesar 3175 psi. Penentuan ukuran
tubing ini sangat penting, oleh karena pemilihan tubing berukuran berapa yang akan
digunakan harus dilakukan sebelum pemboran dimulai (lihat Gambar 3.10).
Gambar 3.9 Pengaruh Ukuran Tubing
Gambar 3.10 Penentuan Ukuran Tubing
30
3.3.2.2. Pengaruh Laju Produksi
Pengaruh laju produksi terhadap gradien tekanan dapat dilihat pada Gambar
3.11, dimana pada gambar tersebut ditunjukkan bagaimana perubahan gradien
tekanan didalam tubing ukuran 4 in dengan laju produksi mulai dari 2000 STB/hari
hingga 10.000 STB/hari, dengan tekanan pada kepala tubing diambil sama, yaitu 100
psi. Kecendrungan yang sama juga tetap diperoleh, untuk ukuran tubing yang lain,
tetapi laju aliran/produksi maximum dan minimum yang akan mungkin akan terjadi
untuk tubing ukuran tertentu, akan berbeda. Laju produksi yang diperoleh
dipermukaan menentukan tekanan aliran dasar sumur yang diperlukan, dengan
demikan juga mempengaruhi pemilihan ukuran tubing.
Gambar 3.11 Pengaruh Laju Produksi Terhadap Gradien Tekanan
31
3.3.2.2.Pengaruh Gas Liquid Ratio
Adanya gas yang mengalir bersama cairan, juga mempengaruhi gradien
tekanan yang dihasilkan. Gambar 3.12 berikut ini, menunjukkan perbedaan gradien
tekanan yang terjadi, pada aliran dalam tubing ukuran 2 inch dan laju produksi 200
STB/hari, untuk GLR dari 0 sampai 5000 SCF/STB. Peningkatan harga GLR
menimbulkan pengurangan tekanan aliran dasar sumur yang diperlukan. Pada suatu
titik akan dicapai bahwa penambahab GLR akan meningkatkan tekanan aliran dasar
sumur. Hal ini disebabkan adanya pembesaran gradien tekanan didekat permukaan
dan bertambah besarnya gesekan sepanjang tubing. Hal ini dapat dimengerti karena
apabila gas bertambah dan akan menyababkan gesekan akan meningkat pula.
Dengan demikian harus diketahui pada saat GLR berapa, penambahan GLR
sksn memperbesar tekanan aliran dasar sumur, yang berarti akan mengurangi laju
produksi.
Gambar 3.12 Pengaruh GLR Terhadap Gradien Tekanan
32
3.3.2.3.Pengaruh Densitas
Pengaruh densitas terhadap gradien tekanan dapat dilihat pada Gambar 3.13,
yang dinyatakan dalam bentuk API dan viscositas dibuat konstan sebesar 1 cp. Oleh
karena ada hubungan antara densitas dengan viscositas, maka viskositas perlu dibuat
konstan untuk menghilangkan pengaruh densitas terhadap viscositas. Pada Gambar
3.13 tersebut dapat dilihat bahwa apibila API gravity bertambah besar maka tekanan
aliran didasar sumur akan berkurang.
Gambar 3.13 Pengaruh Densitas Terhadap Gradien Tekanan
33
3.3.2.5. Pengaruh Water Oil Ratio
Pada Gambar 3.14, ditunjukkan pengaruh peningkatan produksi air terhadap
gradien tekanan aliran. Pada dasarnya dengan bertambahnya air yang diikuti
terproduksi, maka densitas cairan yang mengalir akan bertambah besar, dan dengan
demikian gradien tekanan yang timbul juga akan besar.
Gambar 3.14 Pengaruh Water Cut Terhadap Gradien Tekanan
34
Dengan ikut tercampurnya air pada sumur sembur alam dapat menimbulkan
beberapa persoalan antara lain :
1. Menimbulkan emulsi.
2. Menimbulkan persoalan dalam proses pemisahan.
3. Kondisi pengangkatan dari pada sumur berubah.
4. Dapat mematikan sumur.
Gambar 3.15 menunjukkan pengaruh peningkatan water cut, terhadap tekanan
dasar sumur yang diperlukan untuk mengalirkan minyak dengan laju produksi
tertentu.
Gambar 3.15 Pengaruh GLR dan Water Cut.
35
Dengan adanya perubahan garis gradien tekanan tersebut, tentunya laju
produksi yang dihasilkan juga akan mengalami perubahan atau pengurangan, dengan
adanya air yang terproduksi. tentunya dengan makin bertambahnya air, maka tekanan
yang diperlukan untuk mengangkat fluida makin berkurang dan apabila tidak
tersedianya tekanan sebesar yang diperlukan maka sumur akan mati.
3.3.2.5.1 Pengukuran Water Oil Ratio
Water-oil ratio didefinisikan sebagai perbandingan antara besarnya laju alir air
terhadap laju alir minyak yang terproduksi, pada kondisi reservoir dinyatakan dengan
persamaan :
(WOR)Res wo
ow
o
wkk
== ..................................................................... (3-38)
Besarnya laju produksi minyak dipermukaan (stock tank barrel oil, STBO)
harus dikoreksi terhadap faktor volume formasi minyak (Bo). Hal ini berkaitan
dengan besarnya volume gas yang terbebaskan dari minyak akibat dari besarnya
kelarutan gas dalam minyak.
Sedangkan untuk air, laju produksi air di permukaan akan sama dengan laju
produksi air di reservoir, karena gas mempunyai harga kelarutan yang kecil terhadap
gas. Dengan demikian besarnya water-oil ratio untuk kondisi di permukaan
dinyatakan dengan :
(WOR)Surf wwo
oowBkBk
= .................................................................... (3-39)
dimana :
Bo = Faktor volume formasi minyak, bbl/bbl
Bw = Faktor volume formasi air, bbl/bbl
36
3.3.2.5.2 Pengukuran Gas Oil Ratio
Gas oil ratio didefinisikan sebagai perbandingan antara besarnya laju alir gas
terhadap laju alir minyak yang terproduksi, atau dinyatakan dengan persamaan :
(GOR)Res go
og
o
g
kk
== ....................................................................... (3-34)
Untuk menentukan besarnya gas-oil ratio pada kondisi permukaan, faktor
yang berpengaruh antara lain adalah besarnya gas terlarut dalam minyak (Rs, SCF gas
per STB minyak) dan konversi parameter tekanan dan temperatur dari kondisi
reservoir ke dalam kondisi standar, sehingga besarnya gas-oil ratio pada kondisi
permukaan dinyatakan dengan :
(GOR)Surf
+=
zTpTpB
kk
Rfsc
scfo
go
ogs ............................................. (3-40)
dimana :
Rs = Gas terlarut @ kondisi reservoir, scf/stb
pf = Tekanan reservoir, psi
psc = Tekanan standar, atm
Tf = Temperatur reservoir, oF
Tsc = Temperatur standar, oR
z = Faktor (relevansi dari hukum gas nyata).
3.3.2.6.Pengaruh Viscositas
Gambar 3.16 dibawah ini menunjukkan pengaruh viscositas terhadap gradien
tekanan dan pada ganbar tersebut disertakan pula API dari fluida yang mengalir.
37
Gambar.3.16 Pengaruh Viscositas Terhadap Gradien Tekanan
3.4. Teori Dasar Electrical Submersible Pump (ESP)
Pompa lisrik bawah permukaan (ESP) merupakan pompa sentrifugal
bertingkat banyak (multi stage) yang diciptakan oleh Armaiss Arutonoff pada tahun
1911 dengan jenis REDA (Russian Electric Dynamo by Arutonoff), yang merupakan
gabungan dari motor submersible dengan pompa putar (sentrifugal). Adapun
keunggulan ESP ini antara lain :
1. Sanggup mengangkat fluida sampai 60.000 ft.
2. Dapat digunakan pada temperatur yang tinggi
3. Dapat bekerja pada kedalaman 15.000 ft
38
4. Dapat mengangkat fluida dengan viskositas tinggi.
Setiap pompa mempunyai beberapa tingkat (stage), setiap tingkat pompa
sentrifugal ini terdiri dari satu impeler dan satu diffuser. Impeler melekat pada as
(fixed) atau dapat bergerak sepanjang as (floating Impeler) dan merupakan bagian
yang berputar bersama poros pompa dan berlawanan arah jarum jam yang merubah
energi listrik menjadi energi mekanis. Diffuser dan Impeler terbuat dari alloy besi
nikel (Ni), Bronze. Head per stage sangat bergantung pada diameter impeller, karena
diameter impeller ini terbatas oleh casing maka diperlukan banyak stage.
3.4.1. Prinsip Kerja ESP
Prinsip kerja ESP adalah Electrical power disuplai dari transformer menuju
switchboard. Melalui switchboard, semua kinerja dari SPS dan kabel akan dimonitor
(amperage, voltage). Dari switchboard, power akan diteruskan ke motor melalui
power cable yang terikat sepanjang tubing dan SPS unit. Melalui motor, electric
power akan dirubah menjadi mechanical power yaitu berupa tenaga putaran. Tenaga
putaran akan diteruskan ke protector dan pump melalui shaft yang dihubungkan
dengan coupling. Shaft dari pompa akan berputar, dan pada waktu yang sama
impeller akan ikut berputar untuk mendorong fluida yang masuk melalui pump
intake atau gas separator ke permukaan. Fluida yang didorong secara terus menerus
akan mengisi tubing, bergerak ke permukaan dan teru menuju ke Gathering Station.
3.4.2. Komponen ESP
Komponen ESP dapat dibedakan menjadi dua bagian yaitu komponen diatas
permukaan dan dibawah permukaan separti yang terlihat pada gambar 3.17 berikut.
39
1 2
3
4
5
6
7 8 1 9
11
1
1
1
1
1
Gambar 3.17 Komponen ESP
1. Komponen Diatas Permukaan.
ESP unit yang berada diatas permukaan diartikan suatu kesatuan peralatan
yang penempatannya berada di atas permukaan tanah yaitu wellhead, junction
box, switcboard, transformator dan electric cable sebagai media
penghubungnya (lihat Gambar 3.18)
1.Transformator
2.Switchboard
3.Ammeter
4.Surface cable
5.Junction Box
6.Well head
7.Bleeder valve
8.Round cable
9.Splice
10.Tubing
11.Flat cable
12.Pump
40
Gambar 3.18 Komponen diatas permukaan
Transformator berfungsi sebagai alat yang dapat mengubah tegangan
supply sesuai dengan tagangan yang diperlukan (Gambar 3.19).
Switchboard merupakan panel kontak yang dilindungi dalam kontak
baja yang tahan cuaca, yang berfungsi mengatur dan melindungi ESP
pada waktu operasi (Gambar 3.20).
Junction Box (Kotak Penghubung) digunakan untuk melepaskan gas
yang ikut dalam kabel agar tidak menimbulkan kebakaran di
switchboard
Well head (Tubing Hanger) digunakan untuk menggantungkan tubing
string dan pompa dalam sumur dari permukaan.
41
3.19 Transformer
3.20 Switchboard
42
2. Komponen Di Bawah Permukaan.
Check Valve, dipasang pada rangkaian pipa dengan tujuan mencegah
terjadinya back pressure terhadap ESP, sehingga tidak ada beban sewaktu
akan dihidupkan.
Drain Valve, dipasang diatas check valve agar fluida dalam tubing dapat
dibuang kedalam sumur sewaktu mencabut tubing. Dan dipasang satujoint
tubing diatas check valve agar dapat mengurangi kolom dalam tubing
sewaktu menservis sumur.
Centralizer berfungsi untuk meluruskan motor dan pompa agar
mendapatkan pendingin yang sempurna dan untuk melindungi cable agar
tidak rusak akibat bergeseran dengan casing.
Power Cable berfungsi untuk mengalir arus listrik dari switchboard ke
motor dalam sumur (Gambar 3.21).
Gambar 3.21 Power Cable
Cable Band (Pengikat Kabel) digunakan untuk mengikat kabel dan tubing
control line dengan rangkaian tubing.
43
Reda Pump adalah bagian yang terletak diatas intake gas separator dan
berfungsi untuk mengangkat fluida sampai kepermukaan (lihat Gambar
3.24). Secara umum pompa sering disebut dengan Reda Pump yang terdiri
dari beberapa bagian :
- Impeller, merupakan komponen dari pompa yang berputar bersam-
sama dengan poros yand dikunci dengan spline memanjang
sepanjang poros yang berfungsi untuk memberikan gaya
sentrifugal sehingga fluida bergerak menjauhi poros sehingga
fluida naik dari sumur minyak ke permukaan.
- Diffuser, merupakan komponen dari pompa yang terjepit pada
housing dan dijaga agar tidak bergerak dan berfungsi sebagai
membalikkan arah fluida dan mengarahkan kembali ke poros dan
ke bagian tengah dari impeller diatasnya.
- Housing, merupakan rumah pompa ESP yang mempunyai bentuk
memanjang karena tingkatan (stage) pompanya lebih dari satu.
- Poros (Shaft), merupakan komponen yang memberikan daya pada
pompa dengan cara mengubahnya menjadi energi fluida. Dan
digerakkan oleh motor listrik yang terletak dibawah pompa dan
protector. Pada poros terdapat spline yang memanjang sebagai
tempat dudukan pompa sentrifugal.
Selain hal tersebut diatas, impeller juga digunakan untuk mengubah energi
putaran (shaft torque) ke energi kinetik (velocity), sedangkan diffuser kegunaanya
adalah untuk mengubah energi kinetik menjadi energi potensial (tekanan). Dalam
pemasangan dilapangan bisa menggunakan lebih dari satu pompa, bisa dua atau tiga,
pemasangan ini disebut tandem, yang bertujuan untuk memenuhi jumlah stages
pompa dan untuk mendapatkan kapasitas head yang dibutuhkan untuk menaikkan
fluida sumur ke permukaan.
44
Untuk pompa ESP discharge rate atau pressure yang diinginkan sangat
tergantung kepada : RPM, ukuran Impeller, desain Impeller, jumlah stages, dinamic
head dimana pompa dipasang dan sifat-sifat fisik fluida yang akan dipompakan.
Gambar 3.22 Pompa ESP
45
Gambar 3.23 Gas Separator
46
Gambar 3.24 Protektor
47
Gambar 3.25 Motor
48
Pemisah Gas (Gas Separator), dipasang diantara protektor dan pompa
yang berfungsi sebagai pemisah gas dan cairan juga sebagai pintu
masuknya fluida (fluida intake) lihat Gambar 3.23
Pelindung (protektor), dipasang di atas motor yang berfungsi sebagai
penyekat untuk mencegah fluida masuk ke dalam motor, memudahkan
minyak yang ada di motor untuk dapat memuai dan menyusut akibat
panas dan dingin pada penoperasian atau berhenti, menyamakan tekanan
yang ada didalam motor dengan tekanan yang datang dari sumur.
Komponen utamanya adalah coupling, shaft, bag/labyrinth chamber, shaft
seal, dielectric oil, thrust bearing (lihat Gambar 3.24).
Motor, berfungsi untuk menggerakan pompa dengan cara mengubah
electrical energy menjadi mekanis (mechanical energy). Energi ini
menggerakan protector dan pompa melalui shaft yang terdapat pada setiap
unit yang dihubungkan dengan coupling. Komponen utamanya rotor
(susunan elemen tipis yang berputar dan di tengah-tengahnya terdapat
shaft yang jaraknya yaitu 0.007 inch), stator (kumparan kabel yang
dipasang di bagian dalam bodi motor), dielectric oil (berfungsi sebagai
pelumas dan pendingin motor), lihat Gambar 3.25.
Sistem pendingin pada motor
Panas yang ditimbulkan oleh rotor akan dipindahkan ke dinding (housing)
motor melalui media pengantar minyak rotor selanjutnya dibawa kepermukaan oleh
fluida sumur yang terproduksi.untuk mendapatkan pendinginan yang sempurna,
pemasangan ESP disumur sangat dianjurkan diatas perforasi agar semua fluida
produksi melalui dinding motor. Tetapi karena suatu alasan ESP terkadang harus
dipasang dibawah perforasi untuk itu dibutuhkan casing selubung motor (casing
shround).
49
Pendingin yang baik bisa didapatkan apabila velocity fluida yang melewati
dinding motor tidak kurang dari 1 feet/detik, kurang dari itu motor akan menjadi
panas yang berlebihan.
Pada unit ESP material pompa yang digunakan harus sesuai dengan keperluan
penggunaannya terutama ketahanan terhadap keausan dan korosi. Komposisi material
pompa yang digunakan adalah :
1. Pumping Housing, rumah pompa bertujuan untuk mencegah terjadinya korosi
dan terbuat dari baja karbon rendah yang tebal dan tanpa sambungan
(seamless).
2. Shaft dan Kopling, terbuat dari monel yang mempunyai ketahanan terhadap
aus dan korosi yang tinggi.
3. Stage, bahan yang dugunakan adalah Ni-Resist yaitu paduan nikel yang dicor
yang mempunyai ketahanan terhadap temperatur yang tinggi dan aus serta
fibrasi yang baik, Ryton (polyphenelene sulfide) yaitu plastik teknologi tinggi
yang dibuat dengan proses cetak injeksi.
3.4.2. Pemilihan Electric Submersible Pump
Proses pemilihan ESP melibatkan banyak faktor, antara lain kondisi sumur
dan fluida sumur yang akan dipompa. Pengumpulan data yang jelas merupakan suatu
keharusan untuk menghasilkan pemilihan pompa yang tepat. Bila unit ESP dipilih
dan dipasang, segala pengoperasiannya dimonitor dengan baik, maka proses produksi
akan lebih ekonomis dan gangguan yang timbul akan dapat ditanggulangi.
3.4.2.1.Pengumpulan Data.
Perencanaan unit ESP bukanlah hal yang sulit jika data-data yang diperlukan
terpenuhi. Tetapi bila data yang diperlukan tersebut kurang memadai, maka proses
perencanaan pompa akan sulit dilakukan dan dapat menyebabkan kerusakan pada
50
pompa serta akan memperbesar biaya operasional dan proses produksi dapat terhenti.
Pemakaian pompa yang salah akan menyebabkan overload atau underload pada
motor, serta pompa tidak bekerja secara optimum. Data-data diperlukan dalam proses
pemilihan unit ESP antara lain :
1.Data sumur minyak meliputi data kedalaman total dearah kerja (penentuan
permukaan minyak), intervaal perforasi, ukuran tubing (menentukan kerugian
karena gesekan fluida dan dinding pipa) dan temperatur lubang sumur.
2.Data fluida meliputi spesific grafity (SG), untuk menentukan viskositas fluida,
water cut nya untuk menentukan jumlah air yang tercampur dalam fluida formasi
dan gas oil ratio (GOR) untuk menentukan volume gas yang terkandung dalam
setiap barrel fluida yang dipompakan.
3.5. Analisa Sistem Nodal Untuk Sumur Minyak
Sistem sumur produksi yang berhubungan antara formasi produktif dengan
separator, dapat dibagi menjadi beberapa komponen yang berdasarkan kelakuan
aliran pada masing-masing komponen, yaitu pada media berpori dan kelakuan aliran
dalam pipa. Untuk sumur dengan komplesi sederhana, dapat dibagi dalam enam
komponen yaitu:
1. Komponen formasi produktif/reservoir
Dalam komponen ini fluida reservoir mengalir dari atas reservoir menuju ke
lubang sumur, melalui media berpori, yang dinyatakan dalam bentuk
hubungan antara tekanan alir didasar sumur dengan laju produksi.
2. Komponen komplesi
Adanya lubang perforasi ataupun gravel pack didasar lubang sumur akan
mempengaruhi aliran fluida dari formasi ke dasar lubang sumur. Berdasarkan
51
analisa di komponen ini, dapat diketahui pengaruh jumlah lubang perforasi
ataupun adanya gravel pack terhadap laju produksi sumur.
3. Komponen tubing
Fluida multifasa yang mengalir dalam pipa tegak ataupun miring akan
mengalami kehilangan tekanan yang besarnya antara lain tergantung dari
ukuran tubing. Dengan demikian analisa tentang pengaruh ukuran tubing
terhadap laju produksi dapat dilakukan dalam komponen ini.
4. Komponen pipa salur
Pengaruh pipa salur terhadap laju produksi yang dihasilkan suatu sumur,
dapat dianalisa berdasarkan komponen ini, seperti halnya pengaruh ukuran
tubing berdasarkan komponen tubing
5. Komponen jepitan
Jepitan yang dapasang dikepala sumur dipasang didalam tubing sebagai safety
valve, akan mempengaruhi besarnya laju produksi yang dihasilkan dari suatu
sumur. Pemilihan ataupun analisa tentang pengaruh jepitan terhadap laju
produksi dapat dianalisa di komponen ini.
6. Komponen separator
Laju produksi suatu sumur dapat berubah dengan berubahnya tekana kerja
separator. Pengaruh perubahan tekanan kerja separator terhadap laju produksi
untuk sistem sumur dapat dilakukan di komponen ini.
Ke-enam komponen tersebut berpengaruh terhadap laju produksi sumur yang
dihasilkan. Laju produksi yang optimum dapat diperoleh dengan cara mengubah-ubah
ukuran tubing, pipa salur, jepitan dan tekana kerja separator. Pengaruh kelakuan
52
aliran fluida di masing-masing komponen terhadap sistem sumur secara keseluruhan
akan dianalisa dengan menggunakan sistem nodal.
Nodal merupakan titik pertemuan antara dua komponen, dan pada titik
pertemuan tersebut secara fisik akan terjadi keseimbangan massa fluida yang keluar
dari suatu komponen akan sama dengan massa yang masuk kedalam komponen
berikutnya yang saling berhubungan atau tekanan diujung suatu komponen akan sama
dengan tekanan diujung komponen yang lain berhubungan.
Analisa sistem nodal dilakukan dengan membuat diagram tekanan laju
produksi, yang merupakan grafik yang menghubungkan antara perubahan tekanan
dan laju produksi untuk setiap komponen. Hubungan antara tekanan dan laju produksi
diujung setiap komponen untuk sistem sumur secara keseluruhan, pada dasarnya
merupakan kelakuan aliran :
1. Media berpori menuju dasar sumur
2. Pipa tegak / tubing dan pipa datar / horizontal
3. Jepitan
Analisa sistem nodal terhadap suatu sumur, diperlukan untuk tujuan :
1. Menganalisa kelakuan aliran fluida reservoir di setiap komponen sistem sumur
untuk menentukan pangaruh masing-masing komponen tersebut terhadap sistim
sumur secara keseluruhan.
2. Menggabungkan kelakuan aliran fluida di reservoir di seluruh komponen sehingga
dapat diperkirakan laju produksi sumur.
Untuk melakukan analisa pengaruh suatu komponen terhadap sistem sumur
secara keseluruhan, dipilih titik nodal yang terdekat dengan komponen tersebut.
Sebagai contoh apabila ingin mengetahui pengaruh ukuran jepitan terhadap laju
produksi, maka dipilih titik nodal dikepala sumur atau apabila ingin mengetahui
53
pengaruh jumlah lubang perforasi terhadap laju produksi maka dipilih titik nodal di
dasar sumur.
3.5.1 Sistem Nodal Pada Sumur Sembur Alam
Pada sumur sembur alam, terdapat beberapa faktor yang harus dimengerti
secara keseluruhan (lihat Gambar 3.26), dalam hubungannya dengan penentuan laju
produksi yang dapat dihasilkan ataupun untuk menganalisa kelakuan produksi dari
sumur sembur alam. Faktor tersebut adalah :
1. Inflow Performance, yaitu kelakuan aliran fluida dari formasi ke lubang
sumur.
2. Vertikal Flow Performance, yaitu kelakuan aliran fluida dalam pipa vertikal
atau tubing.
3. Sistem dipermukaan.
4. Fasilitas peralatan dipermukaan
5. Fasilitas peralatan didalam sumur.
Semua faktor tersebut saling berkaitan dengan erat satu sama lain dan
merupakan satu kesatuan yang mempengaruhi aliran gas, minyak dam air dari
reservoir sampai ke sistem permukaan. dan gambar berikut ini akan menunjukan
letak dari pada faktor-faktor tersebut dalam sistem produksi secara keseluruhan.
54
Gambar 3.26 Sistim Sumur Secara Keseluruhan.
Analisa sistem nodal merupakan suatu cara pendekatan untuk optimisasi
produksi sumur minyak dan gas, dengan cara mengevaluasi secara menyeluruh sistem
produksi sumur. Secara lengkap tujuan analisa nodal untuk suatu sumur yang
mempunyai Produktivitas Indeks (PI) dan sistem rangkaian tubing didalam sumur
pipa salur di permukaan tertentu adalah sebagai berikut :
1. Menentukan laju produksi yang dapat diperoleh secara sembur alam.
2. Menentukan kapan sumur mati.
3. Menentukan saat yang baik untuk mengubah sumur sembur alam
menjadi sumur sembur buatan.
4. Optimisasi laju produksi
5. Memeriksa setiap komponen dalam sistem sumur produksi untuk
menentukan adanya hambatan aliran.
55
Analisa sistem nodal adalah teknik menganalisa laju produksi pada suatu titik
atau node tertentu, dimana pada titik ini terjadi pertemuan dua komponen sistem
produksi. Analisa ini berguna untuk mengoptimalkan fungsi dari komponen-
komponen yang ada dalam sistem produksi itu sendiri.
Gambar 3.27 Kehilangan Tekanan dalam Sistem Korelasi.
Kehilangan tekanan dapat terjadi dibeberapa tempat didalam sistem yang
komplek (lihat Gambar 3.27), mulai dari reservoir sampai keseperator. Nodes atau
titik tersebut adalah:
P1 = : yaitu kehilangan tekanan pada media berpori.
P2 = : yaitu kehilangan tekanan pada komplesi.
P3 = : yaitu kehilangan tekanan pada tubing nipple atau
choke.
P3 = : yaitu kehilangan tekanan pada savety valve.
P5 = : yaitu kehilangan tekanan pada choke permukaan.
P6 = : yaitu kehilangan tekanan pada flow line permukaan.
56
P7 = : yaitu total kehilangan tekanan pada tubing string.
P8 = : yaitu total kehilangan tekanan flow line.
Disini akan dibahas problem kehilangan tekanan, khususnya yang
berhubungan dengan kemampuan sumur untuk memproduksikan fluida yang akan
disesuaikan dengan kemampuan pipa tersebut.
Dalam urutan pemecahan masalah sistem produksi yang komplek, nodal
ditempatkan sebagai bagian yang didefinisikan oleh perbedaan persamaan atau
korelasi, disini akan dipakai korelasi kehilangan tekanan dengan menggunakan
metode Hagedorn dan Brown.Gambar 3.28 menunjukkan berbagai titik nodal yang
dimaksud. Suatu nodal dikelompokkan sebagai fungsi ketika pada titik tersebut
terdapat perbedaan. Pengaruh tekanan atau laju alir digambarkan oleh beberapa
fungsi matematik. Pemilihan titik nodal itu sendiri tergantung pada komponen yang
diinginkan seperti di dasar sumur, kepala sumur, separator, pertengahan reservoir,
ujung reservoir dan sebagainya.
Gambar 3.28 Lokasi Berbagai Node pada Sistem Produksi
57
Penyelesaian analisa sistem nodal pada sumur natural flow atau sembur alam,
dimana pendekatan sistem nodal adalah cara yang efektif untuk mengevaluasi sistem
produksi secara lengkap. Semua komponen didalam sumur mulai dari reservoir (Pr)
sampai separator (Psep) dapat dievaluasi.
3.5.1.1.Analisa Nodal Bila Titik Nodal di Dasar Sumur
Titik nodal ini merupakan pertemuan antara komponen formasi
produktif/reservoir dengan komponen tubing apabila komplesi sumur adalah open
hole atau titik pertemuan antara komponen tubing dengan komponen komplesi
apabila sumur diperforasi atau dipasang gravel pack. Jika dasar sumur yang
digunakan sebagai titik nodal, maka perhitungan yang dilakukan mulai dari separator
ke kepala sumur dan dilanjutkan ke dasar sumur
Gambar.3.29.Arah Perhitungan Analisa Nodal di Dasar Sumur.
Dari Gambar 3.29 terlihat bahwa dasar sumur merupakan pertemuan antara
dua komponen, yaitu :
58
Komponen sistem rangkaian pipa keseluruhan.
Komponen kemampuan sumur untuk berproduksi, (IPR).
Kedua komponen tersebut dinyatakan dalam grafis dalam diagram tekanan-
laju produksi, seperti yang tertera pada Gambar 3.30. Perpotongan kedua grafik
tersebut memberikan laju produksi yang sesuai dengan kedua komponen tersebut di
atas.
Gambar.3.30 Plot Kurva IPR dan Kurva Tubing Intake
Analisa nodal dengan titik nodal didasar sumur ini terutama digunakan untuk
penurunan produksi sebagai perubahan IPR di kemudian hari untuk sistem rangkaian
pipa keseluruhan yang tetap.
59
3.5.1.2.Analisa Nodal Bila Titik Nodal di Kepala Sumur
Tiitik nodal ini merupakan pertemuan antara komponen tubing dan komponen
pipa salur dalam hal sumur tidak dilengkapi dengan jepitan atau merupakan titik
pertemuan antara komponen tubing dengan komponen jepitan apabila sumur
dilengkapi dengan jepitan.
Gambar 3.31 menunjukkan arah perhitungan apabila kepala sumur digunakan
sebagai titik nodal. Dua komponen yang ditemukan dalam hal ini adalah :
1. Komponen separator dan pipa salur.
2. Komponen reservoir dan tubing.
Secara grafis pada tekanan - laju produksi dapat dilihat pada Gambar 3.32
diperlukan perubahan laju produksi terhadap tekanan kepala sumur. Perpotongan
kedua grafis tersebut menunjukkan laju produksi yang akan diperoleh sesuai dengan
IPR dan ukuran tubing tertentu serta tekanan separator dan ukuran pipa salur yang
digunakan.
Titik nodal di kapala sumur ini digunakan untuk melihat pengaruh ukuran
pipa salur dan kurva tubing untuk beberapa ukuran, maka dapat dipilih kombinasi
ukuran pipa salur dan tubing yang terbaik.
60
Gambar 3.31. Arah Perhitungan Analisa Nodal di Kepala Sumur.
Gambar.3.32 Plot Kurva Tubing dan Kurva Pipa Salur
61
3.5.1.3.Analisa Nodal Bila Titik Nodal di Separator
Gambar 3.33 menunjukkan arah perhitungan jika separator digunakan sebagai
titik nodal. Komponen reservoir dan sistem pipa di dalam sumur dan di permukaan
ditentukan dengan harga tekanan separator yang direncanakan, yang secara grafis
ditunjukkan pada diagram laju produksi-tekanan pa