Dewi Asmorowati
Prediksi Terjadinya Scaling Berdasarkan Analisa Output Curve Pada Sumur
Panas Bumi
Dewi Asmorowati
Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta, Jl. SWK 104 (Lingkar Utara), Yogyakarta 55283 Indonesia
email: asmorowati.dewi@gmail.co m
ABSTRAK
Faktor penting di dalam pengoperasian suatu lapangan panas bumi adalah keberlanjutan produksi dan masalah-masalah yang mempengaruhinya. Masalah-masalah yang sering muncul disuatu lapangan panas bumi adalah scaling, korosi dan problem mekanis. Salah satu metode yang dapat digunakan untuk memperkirakan adanya masalah di sekitar lubang sumur hingga permukaan adalah metode analisa deliverability. Analisa dilakukan berdasarkan interpretasi data dan grafik deliverability yang pernah dilakukan oleh Grant. Dalam penelitian ini, data diambil dari 3 sumur yang berbeda dari salah satu lapangan panas bumi di Indonesia. Dari hasil analisa sumur A, B dan C telah mengalami penurunan produksi. Output curve sumur A menunjukkan penurunan produksi sebesar 60-85%, yang disebabkan oleh perpindahan titik flashing. Perpindahan ini terlihat dari peningkatan nilai dryness dari 7-14% di tahun 1997 menjadi 13-15% di tahun 2010. Pada sumur B penurunan produksi yang terjadi sekitar 50%, yang disebabkan oleh p enurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan reservoir terlihat dari penurunan tekanan pada feed zone yaitu 27 bar di tahun 1997 menjadi 20 bar di tahun 2010. Sumur C juga menunjukkan penurunan produksi sebesar 29% yang disebabkan oleh pergerakan titik flashing.
Kata kunci: output curve, penurunan produksi, scaling
ABSTRACT
The importantce factor in operating geothermal field is the sustainable production as well as problems that affect it. The problem that often occurs in the geothermal field is scaling, corrosion and mechanical problems. One method that can be used to predict the problems that occur around the bottom hole to the surface is well deliverability analysis method. The method is done by data and curve interpretation of deliverability curve based on Grant experiment. In this study, the data are tak en from 3 different wells from Geothermal Field in Indonesia. Based on the analysis, well A, B and C have shown production decline The deliverability curve of well A has shown production decline for about 60 – 85%, caused by moving of the flashing point, as can be shown from the increasing of dryness value from 7-14% in 1997 became 13-15% in 2010. The deliverability curve of well B has shown the production decline for about 50%, caused by declining of reservoir pressure that can be seen from the decreasing of feed zone pressure from 27 bars in 1997 to 20 bars in 2010. The deliverability curve of well C also has shown production decline for about 29%, caused by moving of the flashing point.
Keywords: output curve, production decline, scaling.
I. PENDAHULUAN
Panas bumi atau geothermal adalah sumber energi panas yang berasal dari dalam bumi. Geothermal berasal dari bahasa Latin “geo” yang berarti bumi dan “theme” yang berarti panas.
Faktor penting untuk diperhatikan di dalam pengoperasian suatu lapangan panas bumi adalah keberlanjutan produksi dan masalah-masalah yang mempengaruhinya. Masalah yang sering dijumpai pada proses produksi antara lain korosi, scaling serta masalah mekanis. Masalah korosi dan scaling berhubungan dengan karakteristik dari fluida yang diproduksikan serta penurunan tekanan pada saat proses produksi dilakukan. Untuk mengetahui
perubahan karakteristik fluida selama proses produksi biasanya dilakukan tes secara berkala.
Salah satu metode lain yang dapat digunakan untuk memprediksi adanya masalah scaling yaitu menggunakan analisa output curve. Analisa output curve dapat memprediksi perilaku sumur serta kemungkinan masalah yang akan dihadapi selama proses produksi. Selain itu, analisa ini juga dapat memprediksi tempat terjadinya masalah tersebut.
Vivar, 1988, menganalisa perfomance lubang sumur. Performance lubang sumur akan konstan jika tidak terdapat masalah scaling. Elmi, 2005, menganalisa data well test dari area Asal Rift untuk mengetahui problem yang terjadi serta ukuran dan
Dewi Asmorowati kapasitas reservoir yang sesungguhnya. Elmi
menggunakan output curve untuk memperkirakan problem serta menganalisa penyebab terjadinya problem tersebut. Khasani, 2002, menganalisa efek parameter reservoir seperti tekanan reservoir, temperatur fluida dan permeabilitas -ketebalan (kh) pada karakteristik sumur.
Penelitian ini menganalisa output curve untuk memprediksi terjadinya scaling, serta memperkirakan letak terjadinya scaling tersebut. Penelitian ini akan menggunakan beberapa data sumuran dari salah satu lapangan panas bumi di Indonesia.
II. METODE PENELITIAN
Data yang dipakai dalam penelitian ini adalah sejarah produksi, data well test dan data reservoar. Langkah-langkah penelitian adalah sebagai berikut: 1. Mempersiapakan data,
2. Membuat output curve (WHP vs Total mass flow rate) pada waktu yang berbeda,
3. Menganalisa output curve menggunakan metode analisa Grant,
4. Memprediksi terjadinya scaling serta memperkirakan letak terjadinya scaling, 5. Menganalisa scaling dari data entalpi, distribusi
tekanan dan temperatur di lubang sumur, 6. Menganalisa penyebab terjadinya scaling dari
karakteristik aliran fluida,
7. Memperkirakan scaling yang terjadi, lokasi dan penyebab terjadinya scaling,
8. Membuat rekomendasi untuk meminimalisir terjadinya scaling.
III.HASIL DAN PEMBAHASAN
Penelitian ini mengambil data dari tiga sumur, yaitu sumur A, B dan C. Pembuatan output curve menggunakan dua metode, yaitu manual dan simulator WellSim. Data dari sumur A diolah menggunakan metode manual dengan inputan well geometry, reservoir permeability and pressure drop antara reservoir and feedzone. Sedangkan untuk data pada sumur B dan C menggunakan simulator WellSim. Data inputan yang dipakai dalam simulasi WellSim meliputi tracer flow test (TFT) data, well geometry, tipe fluida, maximum and minimum flow dan tekanan reservoar.
Grant, 1982, menganalisa beberapa variasi perbedaan output curve pada sumur panas bumi untuk memprediksi terjadinya beberapa masalah yang akan muncul. Hasil analisa tersebut dirangkum dan dijadikan rujukan sebagai acuan dalam memprediksi masalah yang akan muncul. Gambar 1. Menunjukkan variasi bentuk output curve berdasarkan analisa Grant. Asumsi yang digunakan adalah entalpi dan kandungan gas tidak terlalu besar. Garis kurva A menunjukkan base case, menunjukkan aliran fluida dari reservoir sampai permukaan dengan permeabilitas basar dan titik flashing berada di dekat permukaan. Garis
kurva B menunjukkan akibat dari penurunan tekanan reservoir. Garis kurva C memperlihatkan peningkatan tekanan reservoir atau temperatur reservoir atau kandungan gas. Garis kurva D memperlihatkan efek scaling pada lubang sumur dan garis kurva E menunjukkan efek dari penurunan permeabilitas. Laju alir pada tekanan kepala sumur (wellhead pressure) tinggi pada garis kurva D dan E tidak berubah, karena hambatan hanya menghasilkan efek yang kecil pada aliran lambat. Besarnya hambatan karena scaling setara dengan kuadrat dari laju aliran yang sedangkan laju penurunan permeabilitas pada reservoir linier. Garis kurva F memperlihatkan bahwa fluida direservoar berupa dua fasa (pada tekanan yang sama dengan base case/kuva A).
Problem scaling juga dapat diprediksi dari monitoring performance sumur yang menunjukkan aliran masa dan perubahan harga entalpi setiap sumur. Jika aliran masa menurun tanpa merubah harga entalpi, hal ini mengindikasikan terjadinya problem scaling.
Gambar 1. Output curve: variasi bentuk dari aliran masa dan tekanan kepala sumur (Grant et. al., 1982).
Sumur A
Gambar 2 menunjukkan penurunan kurva output pada watktu yang berbeda. Penurunan yang terjadi sekitar 60 – 85 %. Berdasarkan kurva Grant penyebab terjadinya penurunan kurva output adalah terproduksinya dua fasa fluida di dalam reservoir atau disebut perpindahan titik flashing ke arah reservoir. Perpindahan titik flashing ini akan memicu munculnya scaling karena merubah fasa dari fluida produksi dan kelarutan suatu zat dalam larutan. Problem ini dapat dicegah dengan mengontrol tekanan reservoir dan pressure drop di dalam reservoir dan lubang sumur.
Sumur B
Gambar 3 menunjukkan penurunan kurva output. Penurunan yang terjadi sekitar 50%, berdasarkan kurva Grant penurunan ini disebabkan oleh penurunan tekanan reservoar.
Dewi Asmorowati Penurunan tekanan reservoar disebabkan
oleh proses produksi atau scaling. Penyebab scaling dapat terlihat dari nilai entalpi yang tetap stabil sekitar 2550 BTU/lb (Gambar 4) pada kurun waktu yang berbeda yaitu tahun 1997 dan 2010. Penurunan tekanan reservoir dapat dilihat dari grafik distribusi tekanan di dalam lubang sumur (Gambar 5). Gambar 5 menunjukkan tekanan dasar sumur (feed zone) pada tahun 1997 sebesar 27 bar kemudian turun menjadi 20 bar di tahun 2010.
Gambar 2. Output curve sumur A
Scaling di feed zone dapat diminimalisir dengan melakukan pengasaman (acidizing) atau menuntup sumur untuk sementara waktu. Penutupan sumur bertujuan untuk menghancurkan scaling di daerah feed zone dan menaikkan tekanan dasar sumur, sehingga diharapkan dengan penutupan sumur sementara dapat meningkatkan kembali produksi sumur tersebut.
Gambar 3. Output curve sumur B
Gambar 4. Entalpi sumur B
Gambar 5. Distribusi tekanan dan temperatur sumur B
Sumur C
Gambar 6 memperlihatkan penurunan kurva output di sumur C. Penurunan yang terjadi sekitar 29%, sebagai contoh pada saat PWH (tekanan kepala sumur 18 bar maka laju alir total masa pada tahun 1998 sebesar 57,4 t/h dan turun menjadi 40,46 t/h ditahun 2010). Penyebab penurunan output curve berdasarkan kurva Grant adalah penurunan tekanan reservoir selama proses produksi.
Tetapi, berdasarkan Gambar 7 dan Gambar 8, (harga entalpi dan distribusi tekanan) mengalami kenaikan. Besarnya kenaikan entalpi sekitar 9,5%, sebagai contoh pada WHP 10 bar nilai entalpi pada tahun 1998 sebesar 2515 BTU/lb menjadi 2775 BTU/lb pada tahun 2010. Kenaikan ini disebabkan oleh perubahan fasa fluida, karena pada tahun 2010 yang fluida yang diproduksi berupa fasa uap dengan dryness 0.87.
Kenaikan tekanan reservoir dapat dilihat dari tekanan dasar sumur C (Gambar 8). Tekanan dasar sumur pada tahun 1998 sebesar 28 bar menjadi 29 bar pada tahun 2010. Phenomena ini menjelaskan bahwa sudah dilakukan program work over pada sumur C, yang menyebabkan perubahan fasa fluida produksi.
Dewi Asmorowati Gambar 6. Output curve sumur C
Program work over yang telah dilakukan adalah acidizing untuk meminimalisir masalah scaling yang terjadi. Program acidizing juga membuat harga entalpi tetap stabil (Gambar 7). Tetapi, perpindahan titik flashing akan mempercepat pembentukan scaling. Maka untuk meminimallisir terjadinya scaling disarankan untuk melakukan penutupan sumur sementara. Hal ini juga dapat menaikkan tekanan dan temperatur reservoar.
Gambar 7. Harga entalpi sumur C
Gambar 8. Distribusi tekanan dan temperature sumur C
IV. KESIMPULAN
1. Berdasarkan teori Grant tentang perilaku output curve, maka dapat disimpulkan
bahwa sumur A, B dan C mempunyai problem scaling.
2. Output curve sumur A menunjukkan penurunan sekitar 60-85%, yang disebabkan oleh berpindahnya titik flashing.
3. Sumur B menunjukkan penurunan output curve sebesar 50%, yang dis ebabkan oleh penurunan tekanan reservoir. Penurunan ini terlihat dari penurunan tekanan pada feed zone, yaitu 27 bar pada tahun 1997 menjadi 20 bar di tahun 2010.
4. Sumur C mengalami penurunan output curve sekitar 29% yang disebabkan oleh berpindahnya titik flashing.
5. Problem scaling dapat dikurangi dengan menerapkan program acidizing atau menutup sumur untuk sementara waktu, kemudian membukanya kembali dengan mengurangi ukuran diameter chok e orifice, yaitu dengan menggunakan plate yang lebih kecil.
6. Penutupan sumur sementara dapat meningkatkan tekanan dan temperatur reservoar.
7. Tekanan reservoar juga dapat dikontrol menggunakan program injeksi air. 8. Mempertahankan dan mengontrol tekanan
reservoir dapat mencegah berpindahnya titik flashing, sehingga dapat meminima lisir terjadinya scale.
V. DAFTAR PUSTAKA
_____, 1990, Tek nik Reservoir Panas Bumi, Pusat penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan gas Bumi, Lemigas, Jakarta _____, 2006, Preventions and Solutions for the
Scaling Problem at the Geothermal Power Plant, Engineering and Consulting Firms Association, Japan
Abdillah, Mu’thi, 2008, Evaluasi Penurunan Produk si Sumur di Lapangan Panas Bumi X, Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan Dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung Axelsson, Gudni, 2013, Geothermal Well Testing,
Short Course V on Conceptual Modelling of Geothermal Systems, UNU-GTP and LaGeo, in Santa Tecla, El Salvador Brown, G.O., 2002, Henry Darcy and the Mak ing
of Law, Department of Biosystems and Agricultural Engineering, Oklahoma State University.
Elmi, Daher, 2005, Analysis of Geothermal Well Test Data From The Asal Rift Area, Republic of Djibouti, Geothermal Training Programme, The United Nation University, Iceland.
Dewi Asmorowati Grant, Malcolm A.; Donaldson, Ian G.; Bixley,
Paul F., 1982, Geothermal Reservoir Engineering, A Subsidiary of Harcourt Brace Javanovich Publisher, New York, London.
Gudjonsdottir, Maria; Eliasson, Jonas; Axelsson, Gudni; Palsson, Halldor and Saevarsdottir, Gudrun, 2012, Effect Of Flow Configuration On The Relative Permeabilities Of Water And Steam In Two Phase Flow In Geothermal Reservoirs, Proceedings, Thirty-Seventh Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California
Khasani, 2002, Study on Well Deliverability Using Wellbore Model Coupled with Radial Flow in Reservoir, Department of Earth Resources Engineering, Graduate School of Engineering, Khyusu University. Menzies, Anthony J., 1982, Flow Characteristics
and Relative Permeability Functions for Two Phase Geothermal Reservoirs from a One Dimensional Thermodynamic Model, Department of Petroleum Engineering, Stanford University.
Orkiszewski, J., 1967, Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipe, Journal of Petroleum Technology.
UU number 27/2003.
Villaluz, Anson L., 2005, Relative Permeability of Fracture Rock , Stanford Geothermal Program, Stanford University.
Vivar, Jesus de LeOn, 1988, Deliverability Of Geothermal Reservoirs, The United Nations University, Geothermal Training Programme Reykjavik, Iceland Report 2. www.need.org.
