II. TINJAUAN PUSTAKA
2.1
Reservoir Reservoir merupakan suatu tempat terakumulasinya fluida hidrokarbon
(minyak dan gas) dan air. Proses akumulasi minyak bumi di bawah permukaan haruslah memenuhi beberapa syarat, yang merupakan unsur-unsur suatu reservoir minyak bumi. Unsur-unsur yang menyusun men yusun reservoir adalah adalah sebagai berikut : 4)
1)
Batuan reservoir , sebagai wadah yang diisi dan dijenuhi oleh minyak bumi, gas bumi atau keduanya. Biasanya batuan reservoir berupa lapisan batuan yang porous yang porous dan dan permeable permeable..
2)
Lapisan penutup (cap ( cap rock ), ), yaitu suatu lapisan batuan yang bersifat impermeable, impermeable, yang terdapat pada bagian atas suatu reservoir , sehingga berfungsi sebagai penyekat fluida reservoir .
3)
Perangkap (trap (trap), ), merupakan suatu unsur pembentuk reservoir yang mempunyai bentuk sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk concave concave ke bawah dan menyebabkan minyak serta gas bumi berada di bagian teratas reservoir .
2.1.1 Jenis-Jenis Reservoir Minyak 1. Reservoir Minyak Jenuh
Reservoir minyak jenuh adalah reservoir dimana cairan (minyak) dan gas terdapat bersama-sama dalam keseimbangan. Keadaan ini bisa terjadi pada P dan T reservoir terdapat di bawah garis gelembung (lihat titik B pada Gambar 2.1).
5
titik awal dari tekanan reservoir berada di bawah titik Pbnya, sehingga fluida reservoir ada dua fasa yaitu fasa gas dan minyak (sebagai fasa cair). Penurunan tekanan akan merubah harga GOR produksi sebagai akibat terbebaskannya gas dari larutan.
Gambar 2.1 Diagram Fasa Fluida Reservoir Minyak 4)
2. Reservoir Minyak Tak Jenuh
Reservoir minyak dikatakan tak jenuh apabila dalam reservoir hanya mengandung satu macam fasa saja yaitu cairan (minyak). Keadaan ini dapat terjadi bila tekanan reservoir nya nya lebih tinggi dari tekanan gelembungnya, seperti terlihat pada Gambar 2.1, yaitu titik D. Pada resevoir tak jenuh cenderung mengandung komponen berat yang relatif lebih banyak dibandingkan dengan reservoir minyak minyak jenuh sehingga hasil yang diperoleh di permukaan berlainan.
6
2.1.2 Karakteristik Batuan Reservoir 1 .Porositas
Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang pori-pori (pore volume) dengan volume) dengan volume batuan total (bulk volume). volume). Besar kecilnya porositas suatu batuan akan menentukan kapasitas penyimpanan fluida reservoir.
2. Permeabilitas
Permeabilitas batuan merupakan nilai yang menunjukkan kemampuan suatu batuan porous batuan porous untuk untuk mengalirkan fluida.
3 Saturasi
Saturasi fluida batuan didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori pori total pada suatu batuan berpori.
4. Wettabilitas
Wettabilitas didefinisikan sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida, jika diberikan dua fluida yang tidak saling bercampur (immisible). (immisible).
5. Kompresibilitas
Terdapat tiga konsep tentag kompresibilitas batuan, yaitu :
7
a.
Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan volume material padatan ( grain) terhadap satuan perubahan tekanan.
b.
Kompresibilitas bulk , yaitu fraksi perubahan volume dari atuan terhadap satuan perubahan tekanan.
c.
Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan volume pori dari batuan terhadap satuan perubahan tekanan.
2.1.3 Karakteristik Fluida Reservoir
1.
Densitas Minyak Densitas didefinisikan sebagai perbandingan berat minyak terhadap
volume minyak. 2.
Viskositas Minyak Viskositas minyak didefinisikan sebagai ukuran ketahanan minyak
terhadap aliran, atau dengan kata lain viskositas minyak adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan minyak untuk mengalir. 3.
Faktor Volume Formasi Minyak Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume minyak
dalam barrel pada kondisi standar yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. 4.
Kelarutan Gas dalam Minyak Kelarutan gas dalam minyak didefinisikan sebagai banyaknya
volume gas yang terlarut dari suatu minyak mentah pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir
8
2.2
Parameter Dasar Sumur Continuous Flow Gas Lift
Beberapa parameter dasar yang harus dipahami sebelum merencanakan suatu sumur continuous flow gas lift antara lain adalah produktivitas sumur, Inflow Performance Relationship (IPR), gradien tekanan statis cairan, gradien tekanan gas, dan temperatur di dalam sumur. 2.2.1 Produktivitas Sumur
Produktivitas sumur adalah ukuran kemampuan suatu reservoir untuk memproduksikan minyak, dinyatakan dalam “ Productivity Index” atau PI. PI tetap, jika yang mengalir fluida satu fasa (P >Pb) dan PI tidak tetap, jika yang mengalir dua fasa (P < Pb). Secara definisi PI adalah perbandingan antara laju aliran produksi (Q) sumur pada suatu harga tekanan aliran di dasar sumur (Pwf) dengan tekanan statis formasi (Pst). PI merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi pada kondisi tertentu secara kualitatif Selisih antara tekanan sumur pada keadaan static (Pst) dan tekanan .
dasar sumur pada saat terjadi aliran (Pwf) dikenal dengan istilah Drawdown Pressure (Pst-Pwf), sehingga PI sumur dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut :
q s PI = −w
, BPD/psi......................................................................(2.1)
atau
9
PI =
.7..h μ.β..47.
, bbl/hari/psi .........................................................(2.2)
Dari persamaan diatas dapat dianggap bahwa harga PI selalu tetap untuk setiap harga tekanan alir dasar sumur (Pwf). Persamaan tersebut tidak dapat dipenuhi bila terdapat gas dalam aliran fluida. Gas tersebut akan dijumpai pada kondisi dimana tekanan reservoir lebih kecil atau sama dengan tekanan titik gelembung minyak (
PR≤PB). Pada kondisi ini PI tidak dapat ditentukan dengan
persamaan diatas dan harga PI untuk setiap harga Pwf akan selalu berubah. Untuk aliran dua fasa (cair dan gas) harga PI dinyatakan dengan persamaan berikut :
q , BPD/psi ...........................................................................(2.3) P I = w 2.2.2 Inflow Performance Relationship (IPR)
Untuk perencanaan metode produksi suatu sumur ataupun untuk melihat kelakuan suatu sumur selama berproduksi, hubungan antara kapasitas produksi minyak (qo) dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf) biasanya digambarkan secara grafis dan disebut sebagai grafik Inflow Performance Relantionship (IPR). Pada sumur-sumur minyak, IPR sering digunakan dengan dua metode yaitu Metode Vogel dan Metode Standing.
1.
Metode Vogel
Metode Vogel Untuk Reservoir Jenuh Pembuatan IPR untuk saturated reservoir dengan metode ini tidak memperhatikan faktor kerusakan formasi dengan demikian flow
10
efficiency (FE) dianggap 1.0 (satu). Secara matematis, persamaan untuk membuat IPR ditulis sebagai berikut : 1:47)
w w =10.2 0.8 ......................................... (2.4)
Metode Vogel Untuk Reservoir Tidak Jenuh (Kondisi Pwf test ≥ Pb) Pada kondisi ini, IPR yang linier dapat dibuat dengan menggunakan productivity index konstan yang diperoleh dari data tes dan dapat dicari dengan persamaan : 1:54)
s = ................................................... (2.5) PI = −w s − Sehingga laju alir pada kondisi bubble point dapat dicari dengan persamaan :
Qb=PI (PrPb) ..............................................................(2.6) Sedangkanuntuk
IPR
yang
melengkung
dapat
dicari
dengan
menggunakan persamaan : 1:54)
w Qo=Qb . 10.2 w 0.8 ...................(2.7)
11
Gambar 2.2 Inflow Performance Relationship
2.
Metode Standing
Modifikasi
persamaan
Vogel
dilakukan
oleh
Standing
dengan
memperhatikan flow efficiency (FE) dan digunakan dalam pembuatan IPR. Pada umumnya, harga FE diperoleh dari pressure build up test (PBU test ). Bila didefinisikan :
y = 1 w .............................................................................(2.8) Maka akan diperoleh persamaan dari metode Standing sebagai berikut : :60)
=1.8(FE)(y) 0.8(FE) (y) ..............................(2.9)
12
Persamaan (3.20) diatas digunakan untuk membuat IPR pada kondisi saturated reservoir (Pr ≤ Pb). Sedangkan pembuatan IPR Standing pada kondisi undersaturated reservoir (Pr >Pb) menggunakan persamaan berikut : 1:64)
[1.8(FE)(y)0.8(FE) (y) ] ...... (2.10) Qo=Qb .() Persamaan ini digunakan pada undersaturated reservoir dengan kondisi Pwf test > Pb. Apabila Pwf tes< Pb maka persamaan modifikasi Standing yang digunakan untuk membuat IPR adalah dengan memodifikasi persamaan menjadi persamaan berikut : 1:64)
PI = (−)+
[.()−.()] ........................... (2.11) .()
2.2.3 Gradien Tekanan Cairan
Gradien tekanan cairan adalah besarnya perubahan tekanan terhadap setiap perubahan kedalaman sumur, yang biasanya dinyatakan dalam Psi/ft. Sehingga tekanan cairan dapat ditentukan sebagai berikut :
Tekanan = gradien tekanan psx kedalaman vertikal(ft) .......... (2.12)
13
2.2.4 Tekanan Kolom Gas
Hal yang sama dengan cairan, karena berat kolom vertikal gas maka tekanan gas akan selalu berbeda pada setiap kedalaman sumur. Tekanan pada suatu kedalaman yang bertambah karena adanya berat kolom gas. 2.2.5 Temperatur di Dalam Sumur
Temperatur sama seperti tekanan, semakin dalam temperatur semakin besar. Hal ini penting diperhatian sebab tekanan sangat dipengaruhi oleh temperatur. Sebuah katup gas lift yang telah di set tekanan buka atau tutupnya di permukaan tekanan setting -nya akan berubah pada saat katup tersebut di pasang dalam sumur katup tersebut dioperasikan.
2.3
Metode Produksi Gas Lift
2.3.1 Prinsip Sumur Gas Li ft
Pada prinsipnya metode produksi sembur buatan ( gas lift ) adalah suatu cara produksi dari metode artificial lift dengan menggunakan gas bertekanan tinggi yang
diinjeksikan
ke
dalam
tubing melalui
annulus casing .
Sehingga
menyebabkan densitas cairan di dalam tubing menurun dan gradien tekanan di dalam kolom tubing berkurang, akhirnya timbul perbedaan tekanan antara Pr dan Pwf yang biasa disebut dengan drawdown yang lebih besar dari sebelumnya. Dengan
demikian
mengakibatkan
mengalirnya
fluida
dari
reservoir ke
permukaan. Untuk menjelaskan hal tersebut, dapat dilihat pada gambar berikut:
14
A
B
C
Gambar 2.3 Prinsip Sumur Gas Lift
1.
Gambar A
Sumur tidak mampu lagi mengangkat cairan ke permukaan tetapi masih mampu mengangkat cairan sampai ketinggian h1. Dimana ketinggian ini sebanding dengan tekanan reservoir (Pr) dan pada keadaan seperti ini tekanan akan sama dengan tekanan statis dasar sumur (SBHP), sehingga tidak terjadi aliran fluida. 2.
Gambar B
Gas bertekanan tinggi diinjeksikan ke dalam annulus casing sampai ujung rangkaian tubing pada suatu kedalaman tertentu. Cairan yang tadinya berada di kolom annulus terdorong masuk ke dalam tubing , sehingga tinggi cairan pada
15
kolom tubing naik menjadi h2. Oleh karena itu, maka tekanan dasar sumur akan menjadi lebih besar dari tekanan reservoir dan pada keadaan seperti ini sangat mungkin akan terjadinya aliran balik ke reservoir . 3.
Gambar C
Bila gas terus diinjeksikan dengan rate tertentu, maka gas akan masuk dan tercampur dengan cairan di kolom tubing , sehingga gradien tekanan cairan di dalam tubing berkurang yang besarnya ditentukan oleh GLR di kolom tubing . Apabila keadaan ini dapat terpenuhi, maka akan mengakibatkan tekanan alir di dasar lubang sumur (FBHP) lebih kecil dari tekanan reservoir (Pr) maka akan terjadi aliran dari reservoir ke lubang sumur secara terus-menerus, sehingga dapat berprodulsi kembali. 2.3.2
Instalasi Sumur Gas Lift
Berdasarkan instalasinya, maka sumur gas lift dapat dibedakan :
Gambar 2.4 Tipe Instalasi Sumur Gas Lift 2)
16
1.
Open I nstallation Open Installation gas lift atau gas lift instalasi terbuka adalah intalasi yang
dilengkapi dengan katup gas lift , tetapi tidak memakai packer dan standing valve. Tipe instalasi ini digunakan pada sumur – sumur yang mempunyai PI dan BHP tinggi.
2.
Semi Closed I nstallation Semi closed installation gas lift atau gas lift instalasi setengah tertutup
adalah instalasi gas lift yang dilengkapi dengan katup gas lift dan dipasang packer pada annulus paling bawah, tetapi tanpa standing valve. Instalasi ini dapat dipakai pada sumur yang PI-nya cukup tinggi, tetapi BHP-nya rendah. Packer dalam instalasi ini berfungsi antara lain:
Mencegah pengaruh tekanan gas injeksi di annulus, yang dapat menekan cairan kembali ke dalam formasi
Jika pada suatu saat sumur tersebut mati atau ditutup karena alasan tertentu, maka cairan dari formasi tidak mengisi kolom casing
3.
Closed I nstallation Closed installation gas lift atau gas lift instalasi tertutup adalah instalasi
yang memakai katup gas lift dilengkapi dengan standing valve pada tubing dan packer pada annulus di bawah katup gas lift yang paling bawah. Standing valve disini berfungsi sebagai penahan masuknya gas yang diinjeksikan ke dalam
17
sumur. Instalasi ini digunakan pada kondisi sumur yang PI-nya rendah dan BHPnya rendah.
2.3.3 Berdasarkan Cara Penginjeksian Gas
Pertimbangan utama dalam penentuan suatu sistem injeksi gas yang dipakai adalah berdasarkan pada besarnya SBHP (Static Bottom Hole Pressure) dan PI ( Productivity Index). Dari Tabel 2.1 berikut dapat sebagai pertimbangan dalam penentuan sistem injeksi gas untuk sumur yang akan diproduksikan secara sembur buatan. Tabel 2.1 Penentuan Sistem Injeksi dan Tipe Instalasi PI
SBHP
Sistem Injeksi
Tipe Instalasi
Tinggi
Tinggi
Continuous
Semi Closed
Tinggi
Rendah
Intermitten
Closed
Rendah
Tinggi
Intermitten
Semi Closed
Rendah
Rendah
Intermitten
Closed
Adapun PI disebut tinggi apabila PI > 0.5 bpd/psi, sedangkan dianggap rendah apabila PI < 0.5 bpd/psi. Begitu juga dengan SBHP, dikatakan tinggi apabila tekanan statik tersebut dapat mengangkat kolom cairan di lubang sumur secara alami lebih besar atau sama dengan 70% dari kedalaman sumur. Bila kolom cairan yang terangkat kurang dari 70% dan terendah 40% dari kedalaman sumur, maka SBHP sumur dikatakan rendah.
18
1.
Continuous F low Gas Lift Dalam continuous flow gas lift , gas bertekanan tinggi diinjeksikan ke dalam
tubing secara teru-menerus sehingga menurunkan harga tekanan alir pada dasar sumur dan sumur tersebut dapat mengalirkan fluida yang ada di dalam reservoir . Prosesnya hampir sama dengan sembur alam, yang berbeda adalah adanya dua gradien tekanan alir di kolom tubing yaitu gradien tekanan alir di atas titik injeksi (Gfa) dimana GLR-nya adalah GLR formasi ditambah dengan jumlah gas yang diinjeksikan, dan yang kedua adalah gradien tekanan alir di bawah titik injeksi (Gfb) yang merupakan GLR formasi murni dari sumur.
Gambar 2.5 Ilustrasi Continuous Flow Gas Lift Well
19
Dari ilustrasi sumur continuous flow gas lift tersebut, jika gradien tekanan alir di bawah titik injeksi dan gradien tekanan alir di atas titik injeksi diasumsi, maka untuk menentukan FBHP dapat dengan persamaan beri kut:
= () ( ) ................................................(2.12) Keterangan :
2.
FBHP
= tekanan alir dasar sumur, psi
Pt
= tekanan tubing, psi
Gfa
= gradien tekanan alir di atas titik injeksi, psi/ft
Gfb
= gradien tekanan alir di bawah titik injeksi, psi/ft
L
= kedalaman titik injeksi, ft
D
= kedalaman total sumur, ft
I ntermittent Flow Gas Lift Intermittent gas lift digunakan pada sumur – sumur dengan volume fluida
rendah atau sumur – sumur yang mempunyai karakteristik sebagai berikut : Productivity Index (PI) tinggi, tekanan statis dasar sumur (Ps) rendah Productivity Index (PI) rendah, tekanan statis dasar sumur (Ps) rendah
Intermittent flow adalah metode siklus produksi dimana antara periode produksi dengan periode penutupan ditentukan secara berurutan dengan masingmasing periode waktu. Siklus tersebut dapat dijelaskan melalui gambar berikut:
20
A
B
C
D
Gambar 2.6 Siklus Intermittent Flow Gas Lift 1.
Gambar A
Timer controller dan operating gas lift valve, keduanya dalam posisi tertutup sedangkan standing valve di ujung rangkaian tubing terbuka dan cairan dari formasi masuk ke dalam tubing sampai di atas operating valve sampai pada ketinggian tertentu (sesuai SBHP), dan dalam periode waktu tertentu (sesuai PI), artinya cairan akan terakumulasi di kolom tubing. Periode ini disebut dengan periode penutupan.
21
2.
Gambar B
Timer controller terbuka, gas injeksi mengalir dan operating valve juga terbuka. Gas injeksi dengan rate yang relatif besar dengan cepat masuk ke dalam tubing di bawah kolom cairan melalui operating valve, maka cairan akan terdorong ke permukaan. Pada saat yang besamaan, standing valve tertutup sehingga gas injeksi dalam tubing terhalang masuk formasi. Periode ini disebut juga periode produksi. 3.
Gambar C
Timer controller menutup, tetapi operating valve masih terbuka karena tekanan dalam casing masih besar. Setelah cairan terdorong sampai ke permukaan , maka tekanan casing turun sampai operating valve tertutup dan standing valve terbuka. Periode ini disebut juga dengan periode stabilisasi. 4.
Gambar D
Timer controller dan operating valve keduanya menutup. Gas injeksi dan cairan dalam tubing telah masuk ke flowline sehingga tekanan kepala sumur akan sama dengan tekanan separator , dan standing valve akan terbuka, maka cairan dari formasi kembali masuk ke dalam tubing. Proses tersebut akan kembali berulang dari posisi A.
22
2.3.4 Berdasarkan Penempatannya
Katup gas lift pada kondisi operasi di dalam sumur ditempatkan atau didudukkan pada mandrel dan menurut penempatannya katup gas lift dibedakan menjadi dua macam, conventional valve dan retrievable valve. 1)
Conventional Valve
Conventional gas lift valve
ditempatkan atau didudukkan pada mandrel
jenis conventional yaitu katup yang diletakkan diantara tubing dan casing pada rangakaian tubing.
Saat katup akan dicabut karena adanya kerusakan katup
maupun perencanaan ulang terhadap katup, maka katup akan dicabut bersamaan dengan rangakaian tubing. 2)
Retrievable Valve
Untuk katup jenis ini ditempatakan pada side pocket mandrel (SPM) yaitu sebuah mandrel yang mempunyai dudukan katup di dalamnya dan dibuat sedemikian rupa sehingga tidak akan mengurangi inside diameter (ID) tubing tersebut. Kemudian apabila katup akan dicabut, cukup hanya mencabut katup yang dikehendaki dengan sebuah alat wire line unit. 2.3.5 Berdasarkan Pengatur Tekanan Operasinya
Berdasarkan pengatur tekanan opersinya, gas lift valve dibedakan menjadi dua macam, casing pressure operated dan tubing pressure operated (fluid operated valve).
23
1)
Casing Pressure Operated Valve
Pada dasarnya valve ini akan bekerja karena pengaruh tekanan casing sebagai faktor yang dominan, namun tekanan tubing juga mempunyai pengaruh. Casing operated valve ini masih dibedakan lagi menjadi dua jenis yaitu unbalance valve dan balance valve. a. Unbalance Valve
Pada valve jenis ini, tekanan casinglah yang paling dominan berpengaruh untuk membuka dan menutupnya valve. Akan tetapi pengaruh tekanan tubing terhadap port valve juga tetap ada. Artinya pada valve jenis ini akan terjadi perbedaan tekanan kerja antara saat valve akan terbuka dengan valve akan tertutup atau sering disebut Spread (P). b. Balance Valve
Mekanisme kerja membuka dan menutupnya valve ini adalah sepenuhnya merupakan pengaruh tekanan casing, sedangkan tekanan tubing relatif tidak berpengaruh. Oleh karena itu, dalam hal ini tidak terdapat perbedaaan tekanan antara saat valve akan membuka dan saat valve akan menutup.
24
Gambar 2.7 Balanced Casing Pressure Operated Valve 2) 2)
Tubing Pressure Operated Valve
Konstruksi valve ini hampir sama dengan casing pressure operated valve, tetapi tekanan tubing akan bekerja pada luas permukaan valve yang lebih besar (bellow), sedangkan tekanan casing bekerja pada permukaan valve yang lebih kecil ( port valve).
Gambar 2.8 Fluid Operated Valve2)
25
2.4
Perencanaan Sumur Continuous Flow Gas Lift
2.4.1 Penentuan Titik Injeksi (POI)
1. Buat skala pada kertas grafik untuk kedalaman pada sumbu tegak dan tekanan pada sumbu datar, dengan titik nol berada di ujung kiri atas. 2. Buat garis gradien statik dengan menarik garis Pwh di permukaan sampai kedalaman tertentu. 3. Plot tekanan operasi gas injeksi (Pso = Pko – 100) dan buat dari garis kedalaman nol. 4. Lalu buat GLR formasi dengan menghubungkan kedalaman dengan tekanan. Kedalaman yang diambil adalah titik di atas kedalaman tengah perforasi. Tekanan dapat dibaca dari kurva pressure traverse. 5. Tentukan titik POB dengan melihat perpotongan garis Pso dengan garis GLR formasi. 6. Kurangi titik POB dengan 100 psi pada GLR formasi, maka ini merupakan point of injection (POI). 7. Buat kurva gradien tekanan alir minimum tubing di atas titik gas injeksi,
di
mulai
dari
tekanan
kepala
sumur
(Pwh)
dengan
menggunakan grafik vertical pressure gradient menggunakan GLR yang sesuai sehingga dapat bertemu pada titik injeksi gas (POI) dan GLR yang sesuai tersebut merupakan GLR total. 2.4.2 Penentuan Jumlah Gas yang Diinjeksikan
Untuk menentukan banyaknya gas yang diinjeksikan maka dapat digunakan persamaan :
26
= ( ) ......................................................................(2.13) Keterangan : Qgi
= laju alir gas yang diinjeksikan, mscfd
Ql
= laju alir produksi yang diharapkan, stb/d
GLR T
= Gas Liquid Ratio (GLR) total (GLR di atas titik injeksi), scf/stb
GLR f
= Gas Liquid Ratio (GLR) formasi (GLR di bawah titik injeksi),scf/stb
2.4.3 Penentuan Spasi Valve
Prosedur dalam penentuan spasi katup (jarak antara katup) secara grafis adalah sebagai berikut : 1) Dari titik Pwh, tarik garis killing fluid gradients sampai berpotongan dengan garis Pso+50 psi. 2) Dari titik perpotongan tersebut, tarik garis mendatar sampai berpotongan dengan garis flowing pressure gradient di atas titik injeksi, titik ini merupakan kedalaman valve pertama. 3) Selanjutnya dari titik kedalaman pertama, tarik garis sejajar dengan garis killing fluid gradients sampai memotong garis Pso, kemudian dari Pso dikurangi 15 psi ditarik garis yang sejajar dengan Pso, perpotongan garis tersebut merupakan kedalaman valve kedua. 4) Ulangi seperti langkah ke-3 untuk menentukan letak kedalaman valve yang berikutnya.
27
2.4.4 Penentuan Ukuran Port dan Tekanan Buka Tutup Valve
Ukuran port katup ditentukan dengan menggunakan grafik pada Lampiran 8, dengan mengetahui upstream pressure (Pc), downstream pressure, dan laju gas throughput -nya, maka ukuran port -nya (orifize size) dapat diketahui.
Tekanan buka tutup valve ditentukan dengan langkah-langkah sebagai berikut :
1)
Tentukan opening pressure (Po) pada tiap-tiap kedalaman valve dari garis Pso
2)
Tentukan tubing pressure (Pt) pada tiap kedalaman valve, dapat dibaca dari garis GLR total.
3)
Tentukan closing pressure atau dome pressure (Pbt) pada tiap kedalaman valve, dengan persamaan :
= (1 ) ...........................................................(2.14) (R = Ap/Ab, dapat diketahui dari tabel spesifikasi valve pada Lampiran 10)
4)
Tentukan dome pressure pada temperatur 60 ºF, untuk memenuhi Pbt pada temperatur valve di dalam sumur.
= () .................................................................................(2.15) (Ct dapat diperoleh dari tabel pada Lampiran 11)
5)
Tentukan Test Rack Opening Pressure (Ptro) pada temperature 60 ºF, atau bisa dihitung dengan persamaan :
28
........................................................................................(2.16) = − dan
@ ℎ = (−) ....................................................................(2.17) 2.5
Analisis Sistem Nodal pada Sumur Gas Lift
Analisis Sistem Nodal adalah suatu cara yang digunakan untuk menganalisa sumur-sumur minyak dan gas bumi dalam hal menentukan laju alir fluida sumur yang optimum. Penggunaan metode ini dilakukan dengan menentukan sebuah titik (node) untuk diamati pada sumur. Beberapa titik pada sumur yang bisa digunakan sebagai Pnode dapat dilihat pada gambar berikut:
Gambar 2.9 Kehilangan Tekanan dari Reservoir sampai Permukaan1)
29
Gambar (2.9) menunjukkan hilang tekanan pada media berpori sampai separator yang dapat digunakan sebagai titik (node) dalam menganalisa sumur. Beberapa titik ini dapat diurai sebagai berikut :
∆P1
= Pr - Pwfs, adalah kehilangan tekanan sepanjang media berpori
∆P2
= Pwfs - Pwf, adalah kehilangan tekanan pada completion
ΔP3
= PUR - PDR, adalah kehilangan tekanan melalui restriksi
∆P4
= PUSV- PDSV, adalah kehilangan tekanan melalui safety valve
ΔP5
= Pwh - PDSC, adalah kehilangan tekanan melalui surface choke
∆P6
= PDSC - Psep, adalah kehilangan tekanan pada flowline
ΔP7
= Pwf - Pwh, adalah total kehilangan tekanan melalui tubing
ΔP8
= Pwh – Psep, adalah total kehilangan tekanan melalui flowline
Pada umumnya, analisis sistem nodal untuk sumur-sumur gas lift dilakukan dengan cara memilih wellhead sebagai Pnode. Dengan demikian, akan ada aliran masuk node dan aliran keluar node sebagai berikut :
2.5.1
Aliran Masuk Node (I nflow )
Aliran masuk node menggambarkan kehilangan tekanan mulai dari dalam reservoir sampai pada wellhead (Pnode). Dengan demikian, maka kehilangan tekanan ini dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut :
∆ ∆ ∆7 =ℎ ..............................................................(2.18)
30
Aliran Keluar Node (Outflow )
2.5.2
Aliran keluar node menggambarkan jumlah dari setiap kehilangan tekanan pada bagian downstream dari Pnode. Dengan demikian, maka jumlah kehilangan tekanan ini dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut :
∆6 ∆5 =ℎ .......................................................................(2.19) 2.6
Aplikasi Software Pipesim untuk Metoda Gas Li ft
Pipesim merupakan simulator yang dikembangkan oleh Schlumberger sebagai salah satu perusahaan yang bergerak di bidang servis di industri perminyakan. Pipesim dapat digunakan sebagai alat bantu dalam mengevaluasi, menganalisa, dan mengoptimalkan suatu kondisi operasi sumuran di lapangan menggunakan pendekatan dan persamaan yang ada. Dalam perencanaan metoda gas lift kali ini, penulis akan menggunakan Pipesim edisi 2009. Adapun langkahlangkah pengoperasiannya adalah sebagai berikut : 2.6.1 Input Data
1)
Data-data yang dibutuhkan :
Fluid Properties (diperoleh dari Lab Test )
Borehole Detail (diperoleh dari Well Diagram)
Tubing Detail (diperoleh dari Well Report )
Test Data (diperoleh dari Production Test )
31
2)
Membuka Software Pipesim 2009 melalui shortcut yang ada pada dekstop atau start menu.
3)
Setelah terbuka, klik New Single Branch Model pada tab Well/Pipeline Models maka akan muncul tampilan seperti pada Gambar 2.10.
Gambar 2.10 Tampilan Awal Software Pipesim
Kemudian akan muncul tampilan page New Single Branch Model, seperti pada Gambar 2.11.
Gambar 2.11 Tampilan Page New Si ngle Branch Model
32
4)
Pemilihan korelasi fluida menggunakan Black Oil dan pengisian data Data-data yang dibutuhkan antara lain :
Kadar Air (WC), %
GLR atau GOR, scf/stb
Gas, SG
Water , SG
Kondisi bubble point (opsional namun dibutuhkan)
Kandungan impurities (N2, H2S, CO2 jika tersedia)
Pada Menu “Set Up” pilih “ Black Oil ” kemudian isikan sesuai data yang tersedia. Kemudian klik OK.
Gambar 2.12 Tampilan Page Pengisian Black Oil Properties
5)
Masukkan icon pada toolbar dengan mengklik lalu tarik ke lembar kerja, mulai dari Vertical Compeltion, Node, dan Tubing . Lihat Gambar 2.14.
33
Gambar 2.13 Tampilan Lembar Kerja dengan Icon Vertical Completion, Node, dan Tubing.
6)
Pengisian data IPR (contoh menggunakan persamaan Vogel). Dengan mengklik dua kali pada icon VertWell_1, isikan data yang tersedia, kemudian klik OK.
Gambar 2.14 Tampilan Page Pengisian Vertical Completion
34
7)
Pengisian data tubing dengan mengklik dua kali pada icon Tubing_1. Lanjut ke tabel Deviation Survey, Geothermal Survey, dan Tubing Configuration, kemudian klik OK.
Gambar 2.15 Tampilan Page Pengisian Tubing 2.6.2 Desain Sumur Gas Lift
Penggunaan software pipesim berhubungan dengan perencanaan gas lift , dapat dilakukan untuk sumur baru ( new well ), maupun untuk perencanaan ulang sumur gas lift yang sudah ada (existing well ). Tujuannya adalah untuk mencari kondisi yang paling optimum. Kondisi optimum ini dapat dilakukan dengan cara menentukan letak katub yang optimum dan atau menentukan laju injeksi yang optimum untuk mendapatkan laju produksi yang optimum pula. Adapun langkahlangkah untuk mendesain adalah sebagai berikut : 1)
Memilih menu Artifial Lift pada toolbar, kemudian pilih Gas Lift lalu Gas Lift Design.
35
Gambar 2.16 Tampilan Menu Artifial Lift pada Toolbar
2)
Mengisi data pada Design Parameter, kemudian klik Perform Design.
Gambar 2.17 Tampilan Design Parameter pada Gas Lift Design
3)
Kemudia akan muncul tampilan Gas Lift Design Summary seperti pada Gambar 2.19.
36
Gambar 2.18 Tampilan Summary pada Gas Lift Design
4)
Kemudian klik Graph, maka akan muncul tampilan Gas Lift Design Graph.
Gambar 2.19 Tampilan Grafik pada Gas Lift Design
37
2.6.3 Analisis Nodal untuk Sumur Gas Lift
1)
Pada tampilan seperti Gambar 2.13, klik icon Nodal pada toolbar kemudian drag dengan Tubing_1 dan tambahkan Connector yang ditarik juga dari toolbar. Lihat Gambar 2.21.
2)
Gambar 2.20 Tampilan Page Lembar Kerja yang telah ditambah Nodal dan Connector Kemudian pilih opsi Nodal Analysis pada Operations di toolbar.
Gambar 2.21 Tampilan Operation Nodal Analysis
38
3)
Mengisi data pada Nodal Analysis dengan mengisi nilai Outlet Pressure, kemudian klik Run Model.
Gambar 2.22 Tampilan Nodal Analysis I nput
4)
Kemudian akan muncul grafik sebagai hasil dari Run Model pada Nodal Analysis.
Gambar 2.23 Tampilan Grafik IPR
39
Hasil Grafik dari Nodal Analysis seperti pada Gambar 2.23, merupakan grafik yang digunakan untuk menganalisa apakah kondisi produksi aktual sumur telah sama dengan kodisi reservoir dan peralatan yang terpasang. Jika nantinya ditemukan ketidakcocokan maka akan dilakukan proses penyelarasan ( matching ) untuk mengetahui letak ketidakcocokan antara kodisi aktual dan simulasi. IPR ( Inflow
Performance Relationship) merupakan kurva yang menunjukkan
kemampuan sumur untuk berproduksi dari reservoir ke dalam lubang sumur, sedangkan VLP (Vertical Lift Performance) adalah kemampuan peralatan produksi (tubing , pompa benam, dan atau gas lift ) untuk menuju permukaan (wellhead ). 2.6.4 Pressure/Temperature Profile
1)
Klik Operations pada toolbar, kemudian klik Pressure/Temperature Profile.
Gambar 2.24 Tampilan Pilihan Operations Pressure/Temperature Profile
40
2)
Isikan data pada menu Pressure/Temperature Profile kemudian klik Run Model.
Gambar 2.25 Tampilan Menu Pressure/Temperature Profile
3)
Setelah klik Run Model, maka akan tampil grafik seperti pada Gamabar 2.26.
Gambar 2.26 Tampilan Grafik Elevation vs Pressure
41
2.7
Keekonomian
Biaya investasi pada dasarnya hanya dikeluarkan dalam suatu periode tertentu saja, dan barang-barang investasi tidak akan memiliki nilai lagi setelah periode waktu tertentu itu. Biaya-biaya investasi dalam perencanaan produksi sumur
minyak
merupakan
biaya keseluruhan
dari
pekerjaan
perencanaan sumur tersebut, misalnya :
Biaya sewa Rig dan Well Service
Biaya pembelian katup gas lift .
Biaya stimulasi sumur (jika nantinya diperlukan)
Dari cashflow dan kumulatif cashflow beberapa indikator keekonomian dapat ditentukan, misalnya:
Pay Out Time (POT), yaitu panjangnya waktu yang diperlukan untuk menerima penghasilan bersih yang diakumulasikan, sehingga jumlah dari penghasilan bersih itu sama dengan jumlah modal yang diinvestasikan, atau dengan kata lain bahwa POT adalah panjangnya waktu
yang
diperlukan untuk memperoleh kembali modal yang
ditanam.
Net Present Value (NPV) adalah jumlah dari Discounted Cash Flow pada tingkat bunga pinjaman ditambah dengan interest risk .
Rate Of Return (ROR) disebut juga Rate On Investment (ROR). ROR didefinisikan sebagai besar bunga yang menyebabkan harga dari seluruh pendapatan itu digandakan untuk suatu waktu tertentu,
42
