PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA TUGAS AKHIR. Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM

(1)

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS

ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA

TUGAS AKHIR

Oleh:

KHAIRUL ANWAR

NIM 12204066

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

(2)

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS

ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA

TUGAS AKHIR

Oleh:

KHAIRUL ANWAR

NIM 12204066

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan

Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh,

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal………..

________________________________

(Ir. Leksono Mucharam, M.Sc, Ph.D)

(3)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 1

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA

Effect of Alteration in Surface’s Systems to the Fluid’s Flow Quantities in Liquid Piping Network Oleh:

Khairul Anwar *

Sari

Lapangan Minyak X telah berproduksi selama 25 tahun. Kini lapangan ini berproduksi sebesar 197350 BFPD dengan water-cut lebih dari 95%. Biasanya, pada reservoir lapangan minyak tua yang sedang atau telah melakukan secondary recovery, peningkatan kapasitas laju alir minyak sulit dicapai karena harus melakukan EOR (Enhanced Oil Recovery) yang tentu saja selain biayanya mahal juga seringkali gagal dalam implementasinya. Perbaikan pada sistem di permukaan menjadi salah satu alternatif untuk meningkatkan laju alir minyak. Masalah yang biasa terjadi pada sistem di permukaan adalah adanya hambatan aliran atau yang biasa disebut sebagai bottlenecking. Bottlenecking terjadi akibat ukuran pipa yang kecil sehingga menyebabkan

pressure drop dan pressure gradient pada segmen pipa tersebut tinggi. Selain itu, perbedaan tekanan reservoir

antara satu sumur dengan sumur lainnya yang menjadi penghambat untuk sumur berproduksi secara maksimal adalah juga sebagai penyebab bottlenecking.

Paper ini menjelaskan bagaimana rekayasa-rekayasa pada sistem di permukaan dilakukan dengan tujuan untuk meningkatkan laju alir minyak. Untuk itu, dibuat suatu model jaringan pipa yang menyerupai kondisi nyata. Dari hasil running model tersebut diidentifikasi segmen pipa mana yang memiliki pressure drop dan pressure

gradient yang besar. Kemudian dilakukan perubahan-perubahan yaitu penutupan sejumlah sumur, penggantian

segmen pipa dengan pipa baru yang ukurannya lebih besar, pemasangan pipa paralel, dan pembuatan jalur pipa baru. Pada akhirnya, dilakukan penyeleksian solusi mana yang terbaik dan dapat dilakukan di lapangan.

Kata kunci: Laju alir, pressure drop, pressure gradient, pipa, source

Abstract

Oil field X has been producing for over 25 years. Currently, this field produces 197350 BFPD with more than 95% of water cut. Typically, it is complicated for an old oil field to increase its oil rates due to highly cost in conducting enhanced oil recovery (EOR) and its low possibility of success. Therefore, the changes in surface’s system should be an alternative way to increase oil rate. One of the main problems in surface is flow obstacles or commonly called bottlenecking. Bottlenecking is caused by high pressure drop on certain pipe segment due to low pipe’s size. Beside, the different between wells in reservoir pressure must be one factor that occurrence of bottlenecking.

This paper describes how the changes in surface’s system have been done in order to increase oil rate. Then, a model has been made referenced to field conditions. From the running of model, we could identify which were pipe segments have to be considered as bottlenecking. Then we fixed it by shutting down selected wells, changing old pipe by the new bigger diameter one, installing parallel pipe next to bottlenecked pipes, or shifting the path of fluid flow to new pipeline. Eventually, we calculated the economical aspect of each solution for selecting the best one.

Keywords: Flow rate, pressure drop, pressure gradient, pipe, source

*Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

I. PENDAHULUAN

Belakangan ini, produksi minyak Indonesia tidak mengalami penambahan yang berarti karena lapangan-lapangan di Indonesia kebanyakan sudah berumur tua. Kalaupun dilakukan usaha untuk

meningkatkan produksi minyak, hasilnya tidak terlalu besar terhadap jumlah total karena yang dilakukan adalah tertiary recovery dengan metode EOR. Sebelum diproduksikannya lapangan minyak baru, kita tidak dapat berharap banyak terhadap usaha yang kita lakukan untuk menambah produksi

(4)

2 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

minyak nasional. Akan tetapi, usaha peningkatan produksi ini mutlak dibutuhkan sehubungan dari tahun ke tahun terjadi peningkatan permintaan terhadap minyak. Apalagi, saat ini Indonesia telah menjadi net importer oil.

Lapangan minyak X merupakan lapangan tua yang memiliki sumur produksi sebanyak 149 buah. Besarnya water-cut yang dimiliki lapangan ini tidak menjadi halangan untuk dilakukannya usaha peningkatan produksi. Kita dapat membagi area permasalahan pada lapangan minyak menjadi dua, yaitu surface dan subsurface. Area subsurface memiliki keunikan tersendiri karena kita tidak dapat melihat langsung objek permasalahan. Kondisi tersebut menjadi tantangan tersendiri dalam pengambilan keputusan mengenai apa yang harus dilakukan. Area surface tidak kalah pentingnya dalam proses pengambilan minyak. Desain yang tidak sesuai akan berdampak pada tidak optimalnya produksi dari sumur-sumur yang ada. Pada paper ini dilakukan optimasi pada jaringan-jaringan di permukaan dengan tujuan untuk meningkatkan produksi minyak.

Untuk mengidentifikasi masalah aliran fluida yang terjadi di permukaan, kita memerlukan sebuah model. Model ini akan dibangun dengan bantuan

software Pipesim2000TM

II. TUJUAN PENELITIAN

. Model ini memerlukan input utama yaitu data pipa dan laju alir. Pada model ini, kumpulan sumur pada suatu cluster dimodelkan sebagai source. Meskipun pada pengerjaannya penulis tidak mendapatkan data detail mengenai kondisi sumur dan reservoir, hal itu dapat diatasi dengan pendekatan yang dilakukan yang tentunya dapat dipertanggungjawabkan.

Studi ini membahas permasalahan aliran fluida dari

source (kumpulan sumur dalam satu cluster)

sampai stasiun pengumpul (gathering station). Sejak model fluida yang diteliti adalah minyak ringan dengan kandungan gas yang rendah (100 scf/stb), maka permasalahan yang terjadi adalah seputar penyumbatan pada segmen pipa yang diindikasikan oleh tingginya pressure drop dan

pressure gradient pada pipa tersebut. Optimasi

yang dilakukan dengan barbagai perubahan dimaksudkan untuk memperkecil tekanan alir yang dibutuhkan fluida dari kepala sumur sampai stasiun pengumpul sehingga terjadi peningkatan laju alir fluida pada sumur yang dalam studi ini dimodelkan oleh source.

Peningkatan laju alir fluida yang diperlihatkan oleh simulasi mengindikasikan seberapa berpengaruhnya perubahan yang dilakukan.

Perubahan-perubahan tersebut akan diseleksi berdasarkan aspek keekonomian. Perhitungan ekonomi dilakukan secara sederhana dengan hanya mempertimbangkan pengeluaran biaya yang utama, tetapi cukup kuat untuk dijadikan bahan pengambilan keputusan.

III. INTI PENELITIAN

Bab ini akan membahas bagaimana penelitian dilakukan dari awal pengolahan data sampai terakhir pemilihan parameter perubahan untuk optimasi. Penelitian ini dibagi menjadi lima bagian, yaitu:

Tahap 1: Pengumpulan data

Pada studi ini, ada dua data utama, yaitu jaringan pipa dan laju alir liquid. Jaringan pipa di permukaan yang dimodelkan oleh Gambar A2 pada bagian Lampiran, sedangkan posisi source (kumpulan sumur) yang berjumlah 19 buah dimodelkan seperti pada Gambar A1. Pipa bercabang ke arah utara dan selatan. Jarak paling jauh area utara yaitu 35.95 KM, area selatan 30.8 KM, dan percabangan berada pada jarak 25.55 KM. Pipa utama mempunyai ukuran 24 inch dilanjutkan ukuran yang lebih kecil setelah melewati percabangan. Data lengkap pipa diperlihatkan pada Tabel B1 di bagian Lampiran. Untuk setiap kasus yang dilakukan, tekanan di stasiun pengumpul (GS) selalu disetel pada 39.7 psi. Kemudian model akan dibagi ke dalam 3 area, yaitu barat, utara, dan selatan. Pembagian ini berdasarkan perbedaan tekanan reservoir masing-masing area.

Data kedua adalah laju alir liquid masing-masing

source. Source berjumlah 19 buah merupakan

kumpulan dari dua atau lebih sumur. Data lengkap mengenai source dan jumlah sumurnya diperlihatkan pada Tabel B2 di bagian Lampiran. Jumlah total laju alir liquid adalah 197350 bbl/d dengan water-cut sebesar 95.28%. Semenjak fluida utama adalah minyak dengan API 37o

Dalam studi ini ada dua tahapan matching, yaitu pertama matching tekanan alir fluida di sejumlah titik di sepanjang pipa, kedua matching sejarah laju alir sumur. Matching yang kedua dibutuhkan karena tidak tersedianya data reservoir dari sumur-sumur yang digunakan untuk memperkirakan kenaikan laju alir liquid. Dengan mengetahui tekanan reservoir rata-rata sumur di masing-masing

dan GOR 100 scf/stb, produksi gas sangat kecil. Data lengkap mengenai karakteristik fluida diperlihatkan pada Tabel B3 di bagian Lampiran.

Tahap 2: Running model dan matching model dengan kondisi lapangan

(5)

area maka kekurangan ini dapat diatasi. Area utara mempunyai tekanan reservoir rata-rata sebesar 700 psi, area selatan 730 psi, dan area barat 680 psi. Kemudian source akan diperlakukan seolah-olah seperti sumur kemudian kita melakukan trial and

error terhadap indeks produktivitas (PI) sumur

tersebut sehingga laju alir yang dihasilkan sama dengan data laju alir liquid yang kita punya.

Pada matching pertama, hasil running

menunjukkan tekanan simulasi lebih besar daripada tekanan aktual. Oleh karena itu, parameter yang dirubah yaitu elevasi dari masing-masing segmen pipa. Sejak awal data pipa yang diperoleh tidak disertai rincian topografi tempat pipa itu diletakkan sehingga penulis sangat yakin ketidaksamaan hasil

matching disebabkan oleh faktor satu ini. Hasil matching diperlihatkan pada Tabel B4 dan Tabel

B5 di bagian Lampiran. Kemudian Tabel B6 menunjukkan hasil matching tahap kedua yang diwakili dalam bentuk persamaan.

Tahap 3: Menutup sumur-sumur bermasalah

Sumur-sumur pada Lapangan X ini ternyata sebagian bermasalah seperti beberapa sumur mempunyai water-cut tinggi. Oleh karena itu, pada tahap ini kita menutup sumur-sumur yang bersangkutan. Ada 4 tipe percobaan yang dilakukan, yaitu:

• Percobaan 1: menutup sumur-sumur dengan

water-cut 100%.

water-cut 99% dan Qo < 23 bbl/d.

water-cut 98%.

water-cut 98% dan Qo < 23 bbl/d.

Hasil percobaan-percobaan di atas ditampilkan dalam Tabel 1 di bawah ini.

Ql (bbl/d) Ql (%) Qo (bbl/d) Qo (%) Base Case 197350 - 9323 - Percobaan 1 Loss 10127 5.1 0 0 Gain 6714.5 3.4 333 3.6 Percobaan 2 Loss 21621 11 112 1.2 Gain 8817 4.5 463 5 Percobaan 3 Loss 39726 20.1 292 3.1 Gain 13509 6.9 753 8.1 Percobaan 4 Loss 48729 24.7 409 4.4 Gain 16014 8.1 923 9.9 Dari Percobaan 1 ke Percobaan 4 laju alir liquid yang dihilangkan semakin besar dan semakin besar juga laju alir liquid yang didapat. Pernyataan ini

dikonfirmasi oleh tekanan alir fluida di node yang menurun yang diperlihatkan pada Gambar A3 di bagian lampiran.

Kemudian Percobaan 3 dipilih sebagai base case baru karena penambahan laju alir minyaknya yang paling baik. Laju alir minyaknya bertambah sebesar 461 bbl/d, dari 9323 bbl/d menjadi 9784 bbl/d. Konsekuensinya, model perlu dilakukan matching kenaikan laju alir liquid kembali. Cara yang digunakan sama dengan matching sebelumnya hanya saja kali ini hanya dilakukan pada beberapa

source yang sumurnya ditutup sesuai dengan

Percobaan 3. Hasilnya diperlihatkan pada Tabel B7 di bagian Lampiran.

Tahap 4: Melakukan perubahan-perubahan sistem di permukaan

Demi meningkatkan produksi minyak, maka perubahan-perubahan harus dilakukan. Pada studi ini ada 4 macam perubahan yang dilakukan, antara lain:

1) Mengganti pipa lama dengan pipa baru. 2) Memasang pipa paralel.

3) Membuat jalur pipa baru untuk area utara/selatan.

4) Membuat jalur pipa baru dengan pengalihan

source.

• Mengganti pipa B17, B18, dan B19 dengan

pipa baru dengan diameter lebih besar.

Pemilihan pipa B17, B18, dan B19 berdasarkan

pressure drop dan pressure gradient yang tinggi.

Tabel 2 di bawah ini menunjukkan pressure drop dan pressure gradient tiap-tiap pipa.

Pipa Pressure drop (psi) Pressure gradient (psi/km) B1 2.9 2.641 B2 0.55 0.503 B3 1.95 0.438 B4 3.2 5.711 B5 0.92 1.121 B6 4.81 8.446 B7 1.96 1.865 B8 0.36 0.481 B9 2.63 2.508 B10 2.12 2.021 B11 0.79 0.834 B12 7.86 3.574 BM 0.78 2.135 B13 45.52 4.321 B14 3.25 1.327 B15 4.37 3.012

Tabel 1. Penambahan laju alir akibat dari penutupan beberapa sumur

Tabel 2. Pressure drop dan pressure gradient masing-masing pipa

(6)

B16 12.4 4.352

B17 8.73 5.635

B18 11.98 7.984

B19 30.24 6.236

Dari tabel diatas, pipa B17, B18, dan B19 memiliki

pressure gradient yang tinggi dan penggantian

pipa-pipa tersebut mempunyai potensi peningkatan laju alir yang tinggi karena pressure drop-nya tinggi.

Kemudian, pada tahap ini ada 2 percobaan yang dilakukan, yaitu pertama, mengganti pipa B18 dan B19 dengan pipa baru berdiameter 28 in, 30 in, dan 32 in dan kedua mengganti pipa B17, B18, dan B19 dengan pipa baru berdiameter 28 in, 30 in, dan 32 in. Hasilnya diperlihatkan dalam Tabel 3 di bawah ini. Pipa yang diganti Penamb ahan Ql (bbl/d) Penamb ahan Qo (bbl/d) Penam bahan Ql (%) Penamb ahan Qo (%) B18 B19 28 in 5800 334 3.4 3.4 30 in 7194 414 4.2 4.2 32 in 7987 459 4.7 4.7 B17 B18 B19 28 in 7144 411 4.2 4.2 30 in 9712 558 5.7 5.7 32 in 10162 589 5.9 6

Penggantian pipa dengan ukuran yang lebih besar akan berdampak pada penurunan pressure drop dan

pressure gradient dan hasilnya terjadi penambahan

laju alir liquid. Semakin besar diameter pipa yang kita gunakan, semakin besar tambahan laju alir liquid yang kita peroleh. Akan tetapi kita harus hati-hati karena diameter pipa terlalu besar tidak baik dampaknya pada pola aliran fluida di pipa tersebut.

• Memasang pipa paralel berdampingan

dengan pipa B17, B18, dan B19.

Pemasangan pipa paralel memberikan keuntungan dibandingkan dengan mengganti pipa yaitu tidak adanya produksi yang hilang pada saat pemasangan pipa. Sama dengan kasus penggantian pipa, tempat pemasangan dipilih berdasarkan pressure drop dan

pressure gradient pipa yang bersangkutan. Skematik pemasangan pipa paralel diperlihatkan pada Gambar A4 di bagian Lampiran. Seperti

halnya kasus penggantian pipa, pada tahap ini ada dua percobaan yang dilakukan, yaitu pertama, memasang pipa paralel dengan diameter 20 in, 22 in, dan 24 in berdampingan dengan pipa B18 dan B19 dan kedua, memasang pipa paralel dengan diameter 20 in, 22 in, dan 24 in berdampingan dengan pipa B17, B18, dan B19. Kemudian hasil yang diperoleh dari percobaan ini ditunjukkan pada Tabel 4 di bawah ini.

Pasang pipa paralel dipipa.. Penamb ahan Ql (bbl/d) Penamb ahan Qo (bbl/d) Penam bahan Ql (%) Penamb ahan Qo (%) B18 B19 20 in 3293 220 1.9 2.2 22 in 3803 276 2.2 2.8 24 in 4777 349 3.8 3.9 B17 B18 B19 20 in 6582 379 3.8 3.9 22 in 6630 382 3.9 4 24 in 8167 469 4.8 4.8

Pemasangan pipa paralel menjadi alternatif lain dari penggantian pipa dalam usaha menurunkan

pressure drop dan pressure gradient pada suatu

pipa. Hasil diatas menunjukkan penambahan laju alir liquid yang cukup baik biarpun hasilnya masih dibawah dari hasil penggantian pipa.

• Memasang jalur pipa baru untuk area

utara/selatan.

Adanya percabangan pada jaringan pipa menimbulkan pressure drop yang tinggi baik ke arah area utara maupun area selatan. Oleh karena itu, percobaan kemudian dilakukan dengan memisahkan jalur utara maupun jalur selatan. Skematik percobaan tersebut ditunjukkan pada Gambar A5 dan Gambar A6 di bagian lampiran. Pada kasus ini pembuatan jalur baru area utara menggunakan pipa dengan diameter 24 in, sedangkan untuk pembuatan area selatan menggunakan pipa berdiameter 16 in. Hasil dari percobaan ini dapat dilihat pada Tabel 5 berikut ini. Tabel 3. Pertambahan laju alir liquid pada kasus

penggantian pipa

Tabel 4. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pemasangan pipa paralel

(7)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 5 Jalur pipa baru di area.. Penamb ahan Ql (bbl/d) Penamb ahan Qo (bbl/d) Penamb ahan Ql (%) Penam bahan Qo (%) Utara 26517 1517 15.5 15.5 Selatan 16217 936 9.5 9.5

Percobaan ini menghasilkan penambahan laju alir liquid yang signifikan. Area utara memberikan penambahan laju alir liquid yang lebih besar daripada area selatan. Hal ini dikarenakan area utara memiliki sumur lebih banyak daripada area selatan.

• Pembuatan jalur pipa baru area

utara/selatan dengan pengalihan source.

Pada percobaan ini beberapa source dialihkan ke jalur baru. Ada dua percobaan, yaitu pertama, membuat jalur pipa baru area utara dengan pipa berdiameter 24 in disertai pengalihan S15, S16, S18, dan S19 ke jalur pipa tersebut dan kedua, membuat jalur pipa baru untuk area selatan dengan pipa berdiameter 16 in, 18 in, dan 20 in disertai pengalihan S13, S14, dan S17. Skematik percobaan ini dapat dilihat pada Gambar A7 dan Gambar A8 di bagian lampiran. Kemudian hasil percobaan ini ditunjukkan oleh Tabel 6 di bawah ini.

Jalur pipa baru di area.. Penamb ahan Ql (bbl/d) Penamb ahan Qo (bbl/d) Penam bahan Ql (%) Penamb ahan Qo (%) Utara 24959 1379 14.6 14.1 Selatan 16 in 14244 750 8.3 7.7 18 in 18900 1023 11 10.5 20 in 21907 1199 12.8 12.2

Percobaan ini memberikan penambahan yang lebih baik untuk area selatan, tetapi tidak lebih besar daripada hasil untuk area utara. Jika kita membandingkan percobaan diatas dengan percobaan yang serupa sebelumnya, maka pertambahan laju alir liquid lebih banyak pada percobaan jalur pipa baru tanpa pengalihan source karena dengan ukuran pipa yang sama, kuantitas fluida di pipa percobaan kali ini lebih banyak sehingga menghambat penambahan laju alir liquid pada source yang bersangkutan.

Tahap 5: Pemilihan parameter perubahan untuk optimasi jaringan pipa berdasarkan pertimbangan keekonomian

Perhitungan ekonomi dari percobaan-percobaan yang dilakukan adalah:

1) Menghitung biaya yang digunakan untuk pembelian pipa baru, instalasi dan biaya untuk hal-hal yang tidak terduga sebesar 30% dari total biaya pengeluaran pipa. Kemudian, jika dalam pemasangan terjadi production loss, maka akan ditambahkan ke dalam biaya total. Untuk penggantian pipa, kehilangan produksi minyak selama 2 hari sedangkan untuk pembuatan jalur pipa baru, kehilangan produksi minyak selama 1 hari.

2) Menghitung pemasukan yang diakibatkan penambahan produksi yang terjadi yang dikalikan dengan harga minyak sekarang. Harga minyak diasumsikan sebesar US$ 45 per barel akan stabil selama masa pengembalian investasi.

Analisis keekonomian akan dilakukan pada seberapa lama pengembalian investasi terjadi. Pengembalian investasi dihitung dari biaya yang dikeluarkan dibagi dengan keuntungan yang diperoleh. Keseluruhan perhitungan ekonomi ditunjukkan pada Tabel B9 di bagian Lampiran.

Berikut ini adalah Tabel 7 yang berisi penambahan produksi minyak total dan lamanya pengembalian investasi dari semua percobaan yang dilakukan pada studi ini.

Perubahan-perubahan ID pipa (inch) Penambahan minyak (bbl/d) Pengembalian investasi (hari) G an ti pi pa B18 _B19 28 795 91 30 875 87 32 920 87 B17 B18 B19 28 872 98 30 1019 88 32 1050 91 P as an g p ip a p ar al el B18 B19 20 681 55 22 737 56 24 810 56 B17 B18 B19 20 840 56 22 843 61 24 930 61 Jal ur pi pa bar u Utara 24 1978 95 Selatan 16 1397 87

Tabel 5. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pembuatan jalur pipa baru

Tabel 6. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pembuatan jalur pipa baru dengan pengalihan sources

Tabel 7. Penambahan produksi minyak total dan lamanya pengembalian investasi

(8)

6 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009 Jal ur pi pa bar u de ngan pe gal ihan sou rc e Utara 24 1840 102 Selatan 16 1211 101 Selatan 18 1484 103 Selatan 20 1660 101

Solusi yang dipilih sebagai bahan rekomendasi adalah pembuatan jalur pipa baru untuk area utara. Jika solusi ini dilakukan dapat meningkatkan produksi minyak sebesar 1978 bbl/d sehingga total produksi minyak dari 9323 bbl/d akan menjadi 11301 bbl/d. Jika solusi yang dipilih hanya berdasarkan pengembalian investasi yang paling cepat yaitu pemasangan pipa paralel dengan diameter 20 in berdampingan dengan pipa B18 dan B19, maka untuk investasi jangka panjangnya tidak baik karena penambahan produksi minyaknya sedikit, yaitu hanya 681 stb/d.

IV. KESIMPULAN DAN SARAN

1) Peningkatan produksi dapat dilakukan dengan merubah sistem di permukaan tanpa harus melakukan workover.

2) Peningkatan produksi dapat dilakukan dengan berbagai macam cara seperti mengganti pipa dengan ukuran yang lebih besar, memasang pipa paralel, dan atau memisahkan dua jalur aliran.

3) Penyumbatan terjadi pada segmen pipa B17, B18, dan B19 dimana terjadi pressure drop yang besar disertai pressure gradient yang tinggi di masing-masing segmen pipa tersebut. 4) Solusi yang dipilih dari penelitian ini adalah

pembuatan jalur pipa baru untuk area utara dengan pipa berdiameter 24 inch ditambah penutupan sumur-sumur yang mempunyai

water-cut lebih besar dari 99%, dimana terjadi

peningkatan produksi minyak total sebesar 1978 bbl/d.

5) Pembuatan jalur pipa baru untuk area utara dengan diameter pipa 24 inch menghabiskan biaya US$ 8,436,587 dengan rincian biaya pipa sebesar US$ 8,211,455 dan biaya untuk menutupi production loss sebesar US$ 225,132. 6) Lama pengembalian investasi untuk pembuatan

jalur pipa area utara ini yaitu 95 hari jika harga jual minyak stabil di angka US$ 45 per barel. 7) Diperlukan data-data yang lebih lengkap seperti

data pipa dari sumur ke source, elevasi pipa,

komponen fluida masing-masing sumur dan properti masing-masing sumur.

8) Hubungan laju alir fluida dan tekanan alir fluida sebaiknya menggunakan data tes sumur dengan mengetahui properti masing-masing sumur.

V. DAFTAR SIMBOL

1) GOR : Gas Oil Ratio (scf/stb) 2) API : American Petroleum Institute

(degree)

3) Ql : Laju alir liquid (bbl/d) 4) Qo : Laju alir minyak (bbl/d) 5) ID : Diameter dalam pipa (inch)

VI. DAFTAR PUSTAKA

1) Hyne, Norman J. Dictionay of Petroleum, Exploration, Drilling, & Production. PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. 2) McCain Jr, William D. 1990. Petroleum Fluids.

PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma.

3) Morales, F. L., Velazques, J. C., Schlumberger, dan Hernandez, A. G., 2007. Integration of Production and Process Facility Models in a Single Simulation Tool. SPE Paper No. 109260. 4) Noviansyah, Muhamad. 2008. Identifikasi dan

Solusi Masalah Bottlenecking Dalam Jaringan Perpipaan Produksi Gas. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung.

5) Schlumberger. 2006. 1991. Pipesim Single Branch & Network Modeling. Microsoft Power Point’s Slides of Training Course.

6) Data Lapangan Salah Satu Perusahaan KPS di Indonesia.

(9)

(10)

8 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009 Gambar A1. Skematik jaringan pipa dan sources yang dimodelkan oleh software

(11)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 9 40 60 80 100 120 140 160 180 200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Pr essu re (p sia ) Node [J..]

Tekanan di node

Base case - Pnode Percobaan 1 - Pnode Percobaan 2 - Pnode Percobaan 3 - Pnode Percobaan 4 - Pnode

Gambar A3. Tekanan alir fluida di node

(12)

10 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009 Gambar A5. Skematik pembuatan jalur pipa baru area utara

(13)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 11 Gambar A7. Skematik pemisahan jalur pipa area utara dengan S15, S16, S18, dan S19 dialihkan ke jalur pipa tersebut

Gambar A8. Skematik pemisahan jalur pipa area selatan dengan S13, S14, dan S17 dialihkan ke jalur pipa tersebut

(14)

Pipa Node - Node ID (inch) Panjang (km) B1 J1-J2 12 1.1 B2 J2-J3 12 1.1 B3 J3-J4 16 4.45 B4 J4-J5 16 0.56 B5 J5-J6 16 0.821 B6 J6-J7 16 0.569 B7 J7-J8 24 1.05 B8 J8-JM 24 0.75 B9 J9-J10 12 1.05 B10 J10-J11 16 1.05 B11 J11-J12 16 0.95 B12 J12-JM 16 2.2 BM JM-J13 24 0.364 B13 J13-J14 24 10.536 B14 J14-J15 24 2.45 B15 J15-J16 24 1.45 B16 J16-J17 24 2.85 B17 J17-J18 24 1.55 B18 J18-J19 24 1.5 B19 J19-GS 24 4.85 AREA UTARA Source 1 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S1-1 2230 99.01345 22 S1-2 2798 100 0 S1-3 3487 98.99627 35 S1-4 2186 98.9936 22 S1-5 486 96.09053 19 Total 11187 99.12398 98 Source 2 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S2-1 332 100 0 S2-2 395 97.974684 8 S2-3 1071 98.972923 11 S2-4 211 60.189573 84 Total 2009 94.873071 103 Source 3 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S3-1 1060 98.96226 11 S3-2 1108 94.04332 66 S3-3 717 95.95537 29 Total 2885 96.32582 106 Source 4 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S4-1 3686 97.9924 74 S4-2 2327 96.99183 70 S4-3 509 69.94106 153 S4-4 405 69.87654 122 S4-5 1973 93.00558 138 S4-6 492 92.07317 39 S4-7 688 78.05233 151 S4-8 3083 97.01589 92 S4-9 404 72.0297 113 Total 13567 92.98297 952 Source 5 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S5-1 1818 98.0198 36 S5-2 1402 96.00571 56 S5-3 2480 91.00806 223 S5-4 1261 91.99048 101 S5-5 2624 99.00915 26 S5-6 1222 96.97218 37 S5-7 2034 96.0177 81 S5-8 321 9.968847 289 S5-9 1364 100 0 S5-10 4104 98.00195 82 S5-11 1112 92.98561 78 S5-12 856 96.96262 26 S5-13 581 100 0 S5-14 2364 90.01692 236 Total 23543 94.60137 1271 Source 6 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S6-1 1394 93.97418 84 S6-2 3353 96.98777 101 S6-3 1695 95.9882 68 S6-4 567 53.08642 266 S6-5 692 91.04046 62 S6-6 684 88.0117 82 S6-7 870 98.04598 17 S6-8 264 62.12121 100 S6-9 1875 100 0 S6-10 1036 96.04247 41 S6-11 1360 100 0 S6-12 3180 97.98742 64 S6-13 353 64.02266 127 S6-14 2223 99.01035 22 S6-15 378 61.90476 144 S6-16 59 100 0 Total 19983 94.10499 1178 Source 7 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S7-1 1304 97.0092 39 S7-2 2393 97.99415 48 S7-3 848 97.99528 17 S7-4 4110 98.00487 82 S7-5 1208 97.01987 36 S7-6 760 98.02632 15

Tabel B2. Laju alir liquid sumur tiap tiap source Tabel B1. Spesifikasi pipa

(15)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 13 S7-7 728 99.03846 7 S7-8 648 68.98148 201 S7-9 252 59.92063 101 Total 12251 95.54322 546 Source 8 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S8-1 342 92.10526 27 S8-2 1172 98.97611 12 S8-3 2291 97.99214 46 S8-4 3392 97.99528 68 S8-5 988 94.02834 59 S8-6 2302 99.00087 23 S8-7 1450 98 29 S8-8 600 89 66 Total 12537 97.36779 330 AREA SELATAN Source 9 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S9-1 49 59.18367 20 S9-2 1109 96.03246 44 S9-3 1237 97.00889 37 S9-4 2262 98.9832 23 S9-5 1731 90.00578 173 S9-6 1333 97.97449 27 S9-7 758 84.03694 121 S9-8 1215 99.01235 12 Total 9694 95.28574 457 Source 10 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S10-1 2525 96.9901 76 S10-2 708 86.01695 99 S10-3 1240 97.01613 37 Total 4473 95.26045 212 Source 11 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S11-1 2319 99.00819 23 S11-2 3392 96.99292 102 S11-3 1682 98.9893 17 S11-4 1344 99.03274 13 S11-5 2423 96.98721 73 S11-6 2853 98.98353 29 Total 14013 98.16599 257 Source 12 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S12-1 832 97.95673 17 S12-2 156 100 0 S12-3 1197 98.99749 12 S12-4 4250 98.98824 43 S12-5 1043 99.04123 10 S12-6 2343 99.01835 23 S12-7 2808 98.0057 56 S12-8 1810 98.01105 36 S12-9 469 86.9936 61 Total 14908 98.26939 258 AREA BARAT Source 13 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S13-1 1243 99.03459 12 S13-2 3404 97.00353 102 S13-3 1929 97.97823 39 S13-4 386 61.9171 147 S13-5 1029 89.99028 103 S13-6 2620 96.98473 79 S13-7 722 83.93352 116 S13-8 2040 97.9902 41 S13-9 878 75.96811 211 S13-10 403 75.93052 97 S13-11 693 79.94228 139 Total 15347 92.9237 1086 Source 14 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S14-1 2924 99.00821 29 S14-2 434 100 0 S14-3 559 64.93739 196 S14-4 398 92.96482 28 Total 4315 94.13673 253 Source 15 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S15-1 3209 99.0028 32 S15-2 709 87.02398 92 S15-3 472 95.97458 19 S15-4 442 99.09502 4 S15-5 442 99.09502 4 S15-6 2179 97.01698 65 S15-7 1247 97.99519 25 S15-8 206 22.81553 159 S15-9 1097 98.99727 11 S15-10 2408 98.00664 48 S15-11 515 82.91262 88 S15-12 2899 98.99966 29 S15-13 1136 100 0 S15-14 709 98.02539 14 S15-15 468 98.07692 9 Total 18138 96.69754 599 Source 16 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S16-1 358 84.9162 54 S16-2 603 99.00498 6 S16-3 2410 99.00415 24 Total 3371 97.50816 84 Source 17 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S17-1 767 92.04694 61 S17-2 36 97.22222 1

(16)

14 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009 S17-3 455 72.08791 127 S17-4 540 97.03704 16 S17-5 755 92.05298 60 S17-6 602 61.96013 229 S17-7 105 69.52381 32 S17-8 321 71.96262 90 S17-9 305 74.09836 79 S17-10 779 97.0475 23 S17-11 251 54.18327 115 S17-12 1160 98.96552 12 S17-13 306 87.9085 37 Total 6382 86.17988 882 Source 18 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S18-1 789 97.97212 16 S18-2 2676 98.99103 27 Total 3465 98.75902 43 Source 19 Sumur Ql (bbl/d) Water Cut (%) Qo (bbl/d) S19-1 2261 98.98275 23 S19-2 931 96.99248 28 S19-3 469 56.71642 203 S19-4 440 97.95455 9 S19-5 448 79.24107 93 S19-6 250 44 140 S19-7 483 77.22567 110 Total 5282 88.52707 606 TOTAL 197350 95.28 9323 GOR 100 scf/stb

Oil specific gravity ₃₇o_API Water specific gravity 1.02

Oil pour point temperature ₁₁₀o_F Oil bubble point temperature ₂₅₀o_F Reservoir temperature ₂₁₀o_F

Node Tekanan simulasi (psi) Tekanan aktual (psi) Error (%) J2 182.2 181 0.68 J4 178. 178.2 0.23 J7 169 168.3 0.44 J9 180.7 179.6 0.63 J12 174.9 173.8 0.62 JM 166.5 166.1 0.24 J15 113.2 113.4 0.21 J17 94.4 94.7 0.35

Node Elevasi (meter)

J1 250 J2 245 J3 235 J4 193 J5 192 J6 184 J7 184 J8 177 J9 177 J10 172 J11 166 J12 158 JM 147 J13 144 J14 90 J15 40 J16 29 J17 15 J18 12 J19 13 GS 0

Tabel B3. Spesifikasi fluida reservoir

Tabel B5. Posisi titik-titik pada pipa setelah matching dilakukan

Tabel B4. Perbandingan tekanan aktual dengan tekanan simulasi di beberapa titik

(17)

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009 15 Source Persamaan kenaikan laju alir

S1 Q = -120.0*P + 33866 S2 Q = -21.36*P + 5943 S3 Q = -30.09*P + 8397 S4 Q = -138.4*P + 38760 S5 Q = -238.0*P + 66725 S6 Q = -199.8*P + 55859 S7 Q = -114.6*P + 32060 S8 Q = -114.7*P + 32118 S9 Q = -76.91*P + 23702 S10 Q = -34.65*P + 10693 S11 Q = -106.5*P + 33034 S12 Q = -112.4*P + 34723 S13 Q = -169.8*P + 44236 S14 Q = -30.59*P + 7929 S15 Q = -126.3*P + 32769 S16 Q = -22.39*P + 5804 S17 Q = -39.36*P + 10145 S18 Q = -20.12*P + 5224 S19 Q = -28.87*P + 7458

Source Persamaan kenaikan laju alir

S1 y = -64.98x + 18328 S2 y = -17.57x + 4878 S5 y = -193.5x + 54376 S6 y = -146.3x + 40874 S7 y = -109.5x + 30661 S8 y = -94.74x + 26510 S9 y = -65.49x + 20161 S11 y = -76.63x + 23818 S12 y = -82.70x + 25574 S13 y = -154.4x + 40315 S14 y = -6.687x + 1729 S15 y = -88.90x + 23036 S16 y = -2.294x + 591.1 Ukuran Pipa (inch) Material (US$/meter) Coating (US$/meter) Instalasi (US$/meter) Total (US$/meter) 16 128.11 7.752777778 27.89 163.7527778 18 144.5 8.745555556 31.3538 184.5993556 20 160.9 9.738333333 34.835 205.4733333 22 177.71 10.73111111 38.3162 226.7573111 24 193.7 11.72388889 41.7974 247.2212889 26 209.7 12.71666667 45.2786 267.6952667 28 225.7 13.70944445 48.7598 288.1692444 30 241.7 14.70222222 52.241 308.6432222

Tabel B8. Daftar harga bahan baku dan instalasi Tabel B6. Persamaan kenaikan laju alir tiap-tiap source hasil dari matching tahap dua

Tabel B7. Persamaan kenaikan laju alir yang baru berdasarkan pemilihan Percobaan 3 sebagai base case baru

(18)

16 TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009 Ganti Pipa Pipa yang diganti ID baru (in) Panjang total (m)

Biaya pengeluaran Pendapatan

Pengem balian investasi (hari) Pemasang an (US$) Tambahan {30% x pemasangan} (US$) Product ion loss (bbl) Producti on loss (US$) Total (US$) Tambah an minyak (bbl/d) Pendapatan dari tambahan minyak (US$/d) B18 B19 28 6350 1829875 548962 9792 881282 3260119 795 35794 91 B18 B19 30 6350 1959884.5 587965 9792 881282 3429132 875 39382 87 B18 B19 32 6350 2089894 626968 9792 881282 3598144 920 41424 87 B17 B18 B19 28 7900 2276537 682961 9792 881282 3840780 872 39254 98 B17 B18 B19 30 7900 2438281.5 731484 9792 881282 4051048 1019 45865 88 B17 B18 B19 32 7900 2600026 780007 9792 881282 4261315 1050 47023 91

Pasang Pipa Paralel

Pipa Paralel di.. ID baru (in) Panjang total (m)

Pengem balian investasi (hari) Pemasang an (US$) Tambahan {30% x pemasangan} (US$) Product ion loss (bbl) Producti on loss (US$) Total (US$) Tambah an minyak (bbl/d) Pendapatan dari tambahan minyak (US$/d) B18 B19 20 6350 1304756 391427 - - 1696182 681 30653 55 B18 B19 22 6350 1439909 431973 - - 1871882 737 33160 56 B18 B19 24 6350 1569855 470956.5 - - 2040812 810 36461 56 B17 B18 B19 20 7900 1623239 486972 - - 2110211 840 37805 56 B17 B18 B19 22 7900 1791383 537415 - - 2328797 843 37929 61 B17 B18 B19 24 7900 1953048 585914.5 - - 2538963 930 41886 61

Pembuatan Jalur Pipa Baru

Jalur pipa baru area.. ID baru (in) Panjang total (m)

Pengem balian investasi (hari) Pemasang an (US$) Tambahan {30% x pemasangan} (US$) Product ion loss (bbl) Producti on loss (US$) Total (US$) Tambah an minyak (bbl/d) Pendapatan dari tambahan minyak (US$/d) Utara 24 25500 6316504 1894951 5003 225132 8436587 1978 89018 95 Selatan 16 25500 4183883.5 1255165 1165 52433 5491482 1397 62877 87

Pembuatan Jalur Pipa Baru Dengan Pengalihan Source

Jalur pipa baru area.. ID baru (in) Panjang total (m)

Pengem balian investasi (hari) Pemasang an (US$) Tambahan {30% x pemasangan} (US$) Product ion loss (bbl) Producti on loss (US$) Total (US$) Tambah an minyak (bbl/d) Pendapatan dari tambahan minyak (US$/d) Utara 24 25500 6316504 1894951 5003 225132 8436587 1840 82798 102 Selatan 16 25500 4183883.5 1255165 1165 52433 5491482 1211 54494 101 Selatan 18 25500 5249844 1574953 1165 52433 6877230 1484 66794 103 Selatan 20 25500 5793649 1738095 1165 52433 7584177 1660 74735 101