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

qq

............................................................ (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

qq

== ..................................................................... (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

qq

== ....................................................................... (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