Daftar Pustaka
[1] Brown,K.E., The Technology of Artificial Lift Methods Volume 2a, Petroleum Publishing Company, Tulsa, 1982.
[2] Brown,K.E., The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4, Petroleum Publishing Company, Tulsa, 1982.
[3] Nishikori, N., Redrer, R.A., Doty, D.R., Schmidt, Z., An Improved Method for
Gas Lift Allocation Optimization, SPE Paper 19711, 1989.
[4] Asheim, Heralds., Criteria for Gas-Lift Stability, SPE Paper 016468, 1987. [5] Alhanati, F.J.S., Schmidt, Z. and Doty, D.R., Continous Gas Lift Instability:
Diagnosis, Criteria, and Solutions, SPE Paper 26554, 1993.
[6] Deni S., Edy S., Kuntjoro A.S., Agus Y.G., Septoratno S., Pudjo S., An
Inves-tigation on Gas Lift Performance Curve in an Oil Producing Well, International
Journal of Mathematics and Mathematical Sciences 81519, volume 2007. [7] Gisle O.E et.al, Stabilization of Gas Lifted Wells, IFAC, 2002.
[8] E. Pablano., R. Camacho., Y.V.Fairuzov., Stability Analysis of Continous-Flow
Gas Lift Wells, SPE Paper 77732, 2005.
[9] Gisle O.E., Ole M.A., Bjarne A.F., Stabilization of Gas-Distribution Instability
in Single-Point Dual Gas Lift Wells, SPE Paper 97731, 2006.
[10] Gen, M. dan R. Cheng, 1997, Genetic Algorithms and Engineering Design, New York: John Wiley and Sons.
[11] Goldberg, D.E., 1989, Genetic Algorithms in Search, Optimization and
Ma-chine Learning, Canada: Addison-Wesley.
[12] Beggs, H.D., 1985, Gas Production Operations, Tulsa: OGCI Publications [13] McCain, W.D., 1990, The Properties of Petroleum Fluids 2nd Edition, Tulsa:
PennWell Publishing co.
Lampiran - Daftar Simbol
Input atau data masukan bagi persamaan kehilangan tekanan dengan menggunakan
korelasi Hagedorn and Brown adalah:
a. d : Diameter pipa produksi (tubing), in
b. P : Tekanan sepanjang pipa produksi, psia
c. T : Suhu sepanjang pipa produksi, F
d. γg: Berat jenis spesifik gas (gas specific gravity)
e. γw: Berat jenis spesifik air (water specific gravity)
f. WC : Perbandingan air terhadap cairan.
g. GLRf : Perbandingan gas dan cairan dalam reservoir,S CF/S T B
h. gc: factor konversi gaya gravitasi, lbm f ts2lb f
i. L : Kedalaman tubing sumur, f t
j. Li: Kedalaman injeksi, f t
k. Pr: Tekanan reservoir, psia
l. Pwh: Tekanan kepala sumur, psia
m. J : Productivity Index, blpd/psia
n. qg: Jumlah injeksi gas, sc f d
Lampiran - Prosedur Perhitungan
Prosedur Perhitungan Kehilangan Tekanan
1. Menghitung besar laju alir cairan, qLdaystb
qL= qo(1+ WOR)
dengan WOR= 1−WCWC
2. Menghitung suhu pada tiap segmen
T = Twh+ h · gradT
dengan (Tr−Twh)
L
3. Menghitung total perbandingan gas dan cairan
GLRt= GLRf +qg
qL
4. Menghitung faktor pemampatan gas, gas compressibility factor,
Z Perhitungan Z faktor menggunakan korelasi Standing Katz, berdasarkan rujukan [11]: z= 1+A1+ A2/Tpr+ A3/Tpr3 + A4/T4pr+ A5/Tpr5 ρpr+A6+ A7/Tpr+ A8/T2pr ρ2 pr− A9 A7/Tpr+ A8/Tpr2 ρ5pr+A101+ A11ρ2pr ρ2pr/T3pre−A11ρ2pr dimana ρpr = 0.27h Ppr/ZTpri Dengan konstanta: A1 = 0.3265, A2 = −1.0700, A3 = −0.5339, A4= 0.01569, A5= −0.05165, A6 = 0.5475, A7 = −0.7361, A8 = 0.1844, A9 = 0.1056, A10 = 0.6134, A11 = 0.7210. 5. Mencari total massa gabungan
m= γo(350) 1 1+ WOR ! +γw(350) WOR 1+ WOR +0.0764(GLRt)γg
6. Menghitung besar laju alir massa atau mass flow rate
w = qLm.
7. Menghitung jumlah gas terlarut dalam minyak, Rs, Dengan meru-juk pada [11] maka nilai Rs diperoleh dengan menggunakan per-samaan: Rs = γg API0.989 (T − 460)0.172 ! Pb !1.2255
8. Menghitung nilai faktor volume formasi, Bo dengan menggu-nakan persamaan: Bo = 0.9759 + 0.000120 Rs γg γo !0 .5 + 1.25(T − 460) 1.2
9. Menghitung besar kerapatan fasa cairan
ρL= γo62.4+ Rsγg0.0764 5.614 ! Bo ! 1 1+ WOR ! +γw62.4 WOR 1+ WOR
10. Menghitung besar kerapatan fasa gas
ρg = γg0.0764 P 14.7 520 T ! 1 Z !
11. Menghitung besar kekentalan gas
µg = Ae B rhog 62.37 C10−4 dimana: A=(9.379+0.01607γg29)T1.5 (209.2+19.26γg29+T) , B= 3.448+986.4/T +0.01009γg29, dan C = 2.447 − 0.224B
12. Berdasarkan rujukan [11], besar kekentalan minyak dihitung melalui: a. Korelasi Beal dihitung berdasarkan dead oil viscosity
µod = 0.32+1.8 × 10 7 API4.53 ! 360 (T + 460) − 260 !a
dengan a= 10
0.43+8.33API
dimana µod: kekentalan minyak mati diukur pada tekanan 14.7 psia dan suhu reservoir.
b. Korelasi chew-connally untuk menghitung besar saturated crude oil viscosity
µob = 10a(µ od)b dengan: a= Rs 2.2 × 10−7Rs− 7.4 × 10−4 , b= 0.6810c +0.2510d +0.06210e , c= 8.6210−5Rs, d= 1.110−3Rs, e= 3.7410−3Rs Dimana µob: kekentalan minyak pada tekanan bubble point. c. Korelasi Beal untuk menghitung besar undersaturated oil vis-cosity
µo = µob+ 0.001(P − Pb)
0.024µ1.6ob + 0.0380.560b dimana Pb: tekanan bubble point.
13. Menghitung besar kekentalan air.
µw = e
1.003−1.479×10−2×(T −460)+1.982×10−5×(T −460)2
14. Menghitung besar kekentalan campuran cairan.
µL = µo 1 1+ WOR ! + µw WOR 1+ WOR
15. Menghitung besar tegangan permukaan minyak.
σo = C × σt
dimana, C = 1.0 − 0.024 × P0.45 dan σt yang bergantung pada suhu.
16. Menghitung besar tegangan permukaan air, berdasarkan kondisi tekanan dan suhu. (Lihat pada lampiran listing program).
17. Menghitung besar tegangan permukaan campuran
σL = σo× 1 1+ WOR ! + σw× WOR 1+ WOR
18. Menghitung nilai bilangan viskositas cairan
NL= 0.15726 × µL× 1 ρLσ3L 1/4
19. Menghitung besar nilai CNL
CNL= −0.0633 × N2L+ 0.0487 × NL+ 0.0019
20. Menghitung luas lingkaran tubing
Ap = πd
2
21. Menghitung besar faktor volume formasi air. Berdasarkan [11], korelasi yang digunakan:
Bw= Bwp×1+ X × Y × 10(−4) dimana C1= 0.9911 + 6.35 × 10(−5)× (T − 460)+ 8.5 × 10(−7)× ((T − 460)2), C2 = 1.093 × 10(−6)− 3.497 × 10(−9)× (T − 460)+ 4.57×10(−12)× ((T −460)2), C3= −5×10(−11)+6.429×10(−13)× (T − 460) − 1.43 × 10(−15)× ((T − 460)2), Bwp = C1 + C2 × P + C3 × P2, X = 5.1×10(−8)× P+(T −520)×(5.47×10(−6)− 1.95 × 10(−10)× P)+ (T − 520)(2)× (−3.23 × 10(−8)+ 8.5 × 10(−13)× P), Y= (−137.000075+312.3555356×(−0.2069672177+0.00640296× ρw)(0.5))/1000000.
22. Menghitung besar superficial liquid velocity
vsL= 5.61qL 86400Ap Bo 1 1+ WOR ! + Bw WOR 1+ WOR !
23. Menghitung nilai bilangan kecepatan cairan
NLv = 1.938vsL ρL
σL !1/4
24. Menentukan besar superficial gas velocity vsg = qLGLRt− Rs1+WOR1 86400Ap 14.7 P (T + 460)Z 520 25. Menghitung nilai bilangan kecepatan gas
NGv = 1.938vsG ρL
σL !0.25
26. Menguji daerah aliran (flow regime) untuk menentukan apakah prosedur perhitungan tetap dilanjutkan dengan korelasi
Hage-dorn and Brown atau dengan menggunakan korelasi griffith and wallis untuk aliran bubble. Prosedur pengujiannya adalah
sebagai berikut: a. Menentukan bilangan A A= 1.071 − 0.2218vsL+ vsg2 d
Jika A ≥ 0.13 maka nilai A yang telah dihitung berdasarkan for-mulasi diatas digunakan, akan tetapi jika nilai A < 0.13, maka nilai A yang digunakan adalah A= 0.13.
b. Menghitung nilai bilangan B
B= vsg vsL+ vsg
Jika B− A ≥ 0 maka proses perhitungan dilanjutkan dengan meng-gunakan korelasi Hagedorn and Brown. Sedangkan jika B − A < 0 maka proses perhitungan dilanjutkan dengan menggunakan korelasi Griffith and wallis yang akan dijelaskan pada lampiran berikut.
27. Menghitung nilai bilangan diameter pipa
Nd = 120.872d
rρ
L
σL
28. Menghitung nilai fungsi korelasi holdup
Φ = NLv NGv0.575 P 14.7 0.10 CN L Nd ! 29. Menentukan besar HL φ Nilai HL
φ ditentukan oleh persamaan regresi sebagai berikut:
a. Jika φ < 10−5 maka HL φ =−5 × 108φ2+ 16,915φ + 0.0121 b. Jika 10−5≤φ < 2 × 10−5 maka HL φ =−3 × 108φ2+ 13,805φ + 0.0267
c. Jika 2 × 10−5≤φ < 10−3 maka HL φ =−2 × 1012φ4+ 4 × 109φ3− 4 × 106φ2+ 1,978.6φ + 0.1459 d.Jika 10−3≤φ < 6 × 10−3maka HL φ =−2 × 109φ4+ 3 × 107φ3− 151, 133φ2+ 419.32φ + 0.4996
30. Menentukan nilai parameter koreksi bagi kedua korelasi
φ∗= NGvNL0.380 Nd2.14 31. Menentukan besar ψ
Nilai ψ ditentukan oleh persamaan regresi berikut: a. Jika φ∗ < 0.02 maka ψ = 728.37 φ∗2 − 11.014φ∗+ 1.0228 b. Jika 0.02 ≤ φ∗< 0.03 maka ψ = 936.57 φ∗2− 13.756φ∗+ 0.987 c. Jika 0.03 ≤ φ∗< 0.04 maka ψ = −726.52 φ∗2+ 69.62φ∗+ 0.0214
d.Jika 0.04 ≤ φ∗< 0.05 maka ψ = −422.06 φ∗2+ 46.678φ∗+ 0.4096 e.Jika 0.05 ≤ φ∗< 0.06 maka ψ = 5.4447 φ∗+ 1.4219 f.Jika φ∗≥ 0.06 maka ψ = 3.4651 φ∗+ 1.5403
32. Menghitung nilai holdup cairan
HL = HL
ψ !
ψ
33. Menentukan nilai bilangan Reynolds untuk dua fasa
NRe= 2.2 × 10 −2w dµHL L µ 1−HL g
34. Menentukan faktor gesekan
Berdasarkan rujukan [11], faktor gesekan ditentukan berdasarkan: a.Jika NRe< 2000 maka
b.Jika 2000 ≤ NRe < 4000 maka f = 0.5/NR0.3e c.Jika NRe≥ 4000 maka f = 1.14 − 2 log e d+ 21.25 NR0.9e !!−2 35. Menetukan nilai λ λ = vsL vsL+ vsg
36. Menghitung besar kerapatan campuran fluida dua fasa Jika HL≥λ
ρm= ρLHL+ ρg(1 − HL) Sedangkan jika HL < λ
ρm = ρLλ + ρg(1 − λ) 37. Menentukan kecepatan campuran dua fasa
vm= vsL+ vsg
Untuk aliran bubble digunakan prosedur perhitungan penurunan tekanan yaitu:
1. Menentukan laju alir air
qw = qoWOR
2. Menentukan laju alir cairan
qL = 6.49 × 10−5(qoBo+ qwBw)
3. Menentukan laju alir gas
3.27 × 10−7ZqL(GLRt− Rs) (T+ 460) P
4. Menghitung laju alir massa dari cairan
wL = 4.05 × 10−3qoγo+ qwγw+ 8.85 × 107qLγgRs 5. Menghitung laju alir massa gas
6. Menghitung besar kerapatan cairan
ρL = wL
qL 7. Menghitung besar kerapatan gas
ρg = wg
qg 8. Pilih nilai vs = 0.8
9. Menghitung besar gas holdup
Hg = 0.5 1+ qt vsAp ! − s 1+ qt vsAp !!2 − 4qg vsAp
10. Menghitung besar kerapatan total
ρ =
1 − Hg ρL+ Hgρg
11. Menghitung besar kerapatan cairan
vL = qL/ Ap 1 − Hg
12. Menghitung besar bilangan Reynold
NRe = 1488dρL vL
µL !
13. Menentukan besar faktor gesekan. Faktor gesekan ditentukan seperti dalam prosedur sebelumnya.
14. Menentukan nilai perbedaan tekanan berdasarkan gaya gravitasi
PGF = f ρLv
2
L 2gcd
15. Menentukan besar gradien tekanan dengan menggunakan per-samaan dP dh = 1 144 ! ρ + PGF 1−((wL+wg)qg) 4637A2 pρ
Prosedur Perhitungan Kriteria Kestabilan
Berikut adalah prosedur perhitungan kriteria kestabilan untuk for-masi, titik injeksi dan choke injeksi dipermukaan, [4]dan[5].
1. Menghitung luas permukaan tubing injeksi, f t2 Ati = Π
4
ID2tubing 144 2. Menghitung volume tubing injeksi, m3
3. Menghitung volume casing
Vc = 0.02831685 × Π ×
ID2casing− OD2tubingLi 4 ∗ 144
4. Menghitung Z faktor, seperti pada perhitungan sebelumnya. 5. Menghitung nilai faktor volume formasi gas
Bg = 0.028269 ×Zti(Tti) Pti
6. Menghitung nilai faktor volume formasi air dengan perhitungan sebelumnya.
7. Menghitung besar kerapatan air
ρw=
350γg 5.615. ∗ Bw 8. Menghitung faktor volume formasi gas, Rs
Rs = γg P 18.2+ 1.4 100.0125API−0.00091T 1.2048
9. Menghitung oil formation volume factor, Bo. Berdasarkan ru-jukan [11], Bo dihitung berdasarkan korelasi standing.
Bo= 0.9759 + 0.00012 Rs γg γo !0.5 + 1.25T 1.2
10. Menghitung nilai kerapatan minyak
ρo =
350γo+ 0.0764γg
5.615Bo 11. Menghitung laju cairan pada titik injeksi
Q∗L
ti =
QLti0.1589873 86400
12. Menghitung nilai kerapatan cairan pada titik injeksi
ρL = ρo 1
1+ WOR+ ρw
WOR
1+ WOR
13. Menghitung nilai kerapatan gas pada titik injeksi
ρgti =
0.0764γgPti520 14.7 (Tti) Zti
14. Menghitung fungsi korelasi holdup, HL. (Lihat prosedur perhi-tungan pada lampiran sebelumnya).
15. Menghitung kerapatam fluida
ρf i = 16.01846(ρLHL)+ρgti(1 − HL)
16. Menghitung nilai Z faktor dari gas injeksi. (seperti dalam lam-piran sebelumnya).
17. Menghitung gas injeksi factor volume formation Bggi
Bggi = (0.028269)Zgiti(Tti− 1.5) Pti+ 50 18. Menghitung kerapatan gas injeksi
ρggi =
0.0764γg× Pti× 520 × 0.4535924
14.7 × TtiZgiti× 0.02831685
19. Menghitung kerapatan gas injeksi pada kondisi standard
ρgsc = ρggiBggi
20. Konversi laju alir cairan dalam m3/s qL= qLti× 0.1589873 86400 ! + qosc+ WC×qosc 1−WC 0.07 (GOR − Rs) Bg0.02831685 86400 21. Konversi laju alir gas injeksi dalam m3/s
qgi=
qgsc× 1000 × 0.02831685
86400
!
Bggi
22. Konversi nilai PI dalam m3/s • Pa
PI = J 0.1589873 86400 × 6894.757
23. Menghitung luas diameter valve (port) injeksi
Ai = d
2
portΠ 4 × 1550.003 24. Menghitung nilai kestabilan F1
F1 =
ρgscBggiQ2gscΠ qLsc(EAi)2
25. Menghitung D1 berdasarkan persamaan (2.22) 26. Menghitung D2 berdasarkan persamaan (2.23) 27. Menghitung D3 berdasarkan persamaan (2.24) 28. Menghitung D4 berdasarkan persamaan (2.25)
Metode Shooting
Metode shooting merupakan salah satu metode numerik yang digu-nakan untuk menyelesaikan permasalahan nilai batas. Permasala-han alokasi gas injeksi pada sumur dual gas lift metode Shooting digunakan untuk menyelesaikan persamaan differential (2.11), yang merepresentasikan aliran fluida di reservoir dan di dalam tubing. Metode ini digunakan sebab pada persamaan (2.11) terdapat dua variabel yang terkait, yaitu variabel jumlah liquid dan variabel laju gas injeksi. Dalam
hal ini, nilai laju gas injeksi akan diberikan terlebih dahulu untuk mendapatkan nilai laju liquid atau cairannya.
Berikut langkah-langkah metode Runge Kutta dan metode shooting untuk mendapatkan nilai produksi cairan (qL):
1. Pilih suatu nilai laju injeksi gas qg
2. Berikan tebakan awal bagi laju produksi cairan qL
3. Mencari solusi persamaan (2.11) dengan menggunakan metode Runge Kutta orde 4, dengan nilai awal, P (0)= Pwh.
4. Diperoleh solusi tekanan dasar sumur, P∗w f.
5. Penentuan besar laju produksi cairan qL, untuk suatu nilai laju gas injeksi qg akan dilakukan melalui metode Shooting. Dalam metode ini, dilakukan pengujian terhadap nilai tebakan awal qL mulai dari batas atas P (0) = Pwh hingga batas bawah P (L) = Pw f, sehingga diperoleh nilai qL yang bersesuaian dengan syarat batas tersebut.
Pengujian dilakukan sebagai berikut:
a. Jika Pw f hasil perhitungan lebih kecil dari Pw f hasil per-samaan Darcy, P∗w f < Pw fDarcymaka pilih qL lebih besar dari qL tebakan awal.
b. Jika Pw f hasil perhitungan lebih besar dari Pw f hasil per-samaan Darcy, P∗w f > Pw fDarcymaka pilih qL lebih kecil dari qL tebakan awal.
Pengujian tersebut dilakukan berulang-ulang hingga P∗w f hasil perhi-tungan mendekati nilai Pw f dari perhitungan dengan menggunakan persamaan Darcy. Nilai produksi cairan qL saat mencapai kondisi dimana P∗w f ≈ PDarcyw f merupakan nilai laju produksi cairan yang di-harapkan.
Hubungan Pw f terhadap q yang dihasilkan dengan prosedur ini meru-pakan performansi outflow di dasar sumur.
Lampiran - Pembuktian Kriteria
Kestabilan
1. Kriteria Kestabilan pada Formasi, [4]
Penurunan tekanan tubing di dasar sumur akan menyebabkan peningkatan aliran fluida reservoir dan aliran injeksi gas. Jika peningkatan aliran gas relatif lebih tinggi daripada aliran cairan, maka densitas fluida campuran di dalam tubing akan turun. Hal ini akan menurunkan ketinggian statis fluida dan menurunkan friksi aliran, yang akhirnya menyebabkan gangguan stabilitas. Sebaliknya jika densitas fluida campuran meningkat sebagai re-spon terhadap atas penurunan tekanan, maka ketinggian statis fluida dan friksi aliran akan meningkat dan sistem akan menjadi stabil oleh pengaruh umpan balik negatif. Jadi, parameter stabil-itas datang dari:
dρi dPti < 0
Densitas campuran yang masuk (inflow) dinyatakan sebagai jum-lah dari densitas fluida dan densitas injeksi gas:
ρi= ρLqL+ ρgqg
qL+ qg
Perubahan densitas fluida campuran yang masuk (inflow) yang dihasilkan dari perubahan (gangguan) dari laju alir inflow dapat dinyatakan secara matematis dengan turunan persamaan densi-tas:
qt= qL+ qg
∆ρ
qg,qL
∆qt
Jika∆ -nya sangat kecil, maka dapat dinyatakan:
dρqg+ qL dqg+ qL = d ρ LqL+ρgqg qL+qg dqg+ qL dρi= ρg dqg+ ρLdqL qL+ qg−ρgqg+ ρLqL dqL+ dqg qL+ qg 2 dρi= ρL−ρg qL+ qg 2 qgdqL− qLdqg
Dari persamaan diatas, terlihat bahwa parameter stabilitas da-pat dipostulatkan secara leng-kap untuk: Dengan mengabaikan aliran transien, aliran fluida reservoir dapat diasumsikan
propor-sional terhadap perbedaan tekanan antara reservoir dan bawah sumur:
qL = BfJPr− Pw f
dqL
dPti = −BfJ
Aliran injeksi gas dapat dijabarkan dengan persamaan orifice un-tuk aliran dengan temperatur konstan:
qg = EAi" 2ZRT
M ln (Pt/Pc)
#0.5
Asumsi bahwa temperatur aliran gas yang melewati port adalah konstan menyatakan secara tidak langsung suatu pendekatan, karena gas mungkin menjalani ekspansi pendinginan. Karena perbedaan tekanan diantara katup relatif kecil jika dibandingkan dengan tekanan total (tekanan injeksi), maka kesalahan ini dapat diabaikan. Perubahan laju aliran injeksi gas yang disebabkan
perubahan tekanan tubing dapat dinyatakan secara matematis Maka, dqg dPti = − (EAi)2 ρgqg
Di sini, volume annulus casing-tubing cukup besar untuk mence-gah penurunan tekanan yang signifikan. Menurunkan tekanan annulus casing-tubing akan ada efek stabilisasi ekstra, yang di-anggap terpisah di pembuktian kriteria kestabilan formasi Den-gan penurunan persamaan di atas, parameter stabilitas untuk per-forma aliran inflow dinyatakan sebagai:
F1 = ρgq 2 g qL BfJ (EAi)2 > 1
2. Kriteria Kestabilan pada Titik Injeksi, [4]
Dengan menganggap bahwa sistem tidak stabil dengan parame-ter seperti yang diturunkan pada kriparame-teria kestabilan pada formasi, lalu penurunan tekanan tubing akan mengakibatkan peningkatan aliran injeksi gas ke dalam tubing. Namun hal ini akan
men-gakibatkan terjadinya penurunan tekanan di annulus. Jika penu-runan tekanan annulus lebih cepat dibandingkan dengan tekanan tubing, maka aliran gas akan segera menstabilkan aliran*
dqg dt < 0
Dengan menggunakan persamaan orrifice, kebutuhan untuk menu-runkan laju aliran adalah dengan penurunan rasio tekanan antara tekanan annulus dengan tekanan tubing. Jadi aliran injeksi gas akan menurun ketika:
F2 = 1 Pci 1 Pti −∂Pci ∂t −∂Pti ∂t > 1 F2 = Pti Pci −∂Pci ∂t −∂Pti ∂t > 1
Perubahan tekanan gas di annulus dinyatakan dengan persamaan gas umum:
∂Pci
∂t =δ(wci− wti)
ZciRTci VcM
Aliran gas ke dalam annulus (volume gas) diasumsikan kon-stan. Laju alir masa dikonversikan menjadi laju alir volume pada tekanan tubing untuk berhubungan dengan sistem param-eter yang digunakan di sini: Dengan mengabaikan percepatan, tekanan tubing dapat dideskripsikan dengan persamaan
keseim-bangan momentum umum:
Pti = Pw f + ρgDi+ ∆Pf
Dengan∆Pf menyatakan kehilangan tekanan akibat adanya gaya gesekan fluida dengan pipa.
Dengan menganggap bahwa hanya ada perubahan kecil dalam perbandingan gas - cairan input, akan terjadi aliran yang kon-tinyu tanpa pengurangan faktor gesekan. Respon tekanan ter-hadap perubahan seperti ini didapatkan dengan menurunkan per-samaan aliran di atas. Dengan asumsi bahwa tekanan kepala sumur konstan dan tidak ada pengurangan faktor gesekan dalam gelombang kontinyu dalam tubing, respon tekanan ditentukan dengan persamaan:
∆Pt
∆t = gDi
∂ρ ∂t
dengan ρ menyatakan densitas campuran.
Untuk menjumlahkan perubahan variasi pada densitas rata-rata
di dalam tubing, digunakan persamaan kontinuitas. Dengan mengabaikan percepatan, persamaan kontinuitas dinyatakan sebagai:
∂ρ ∂t +v
∂ρ
∂x =0
berta-hap dari densitas fluida input. Sebelum aliran secara kontinyu mencapai kepala sumur, densitas fluida outflow tidak akan berubah seperti sebelumnya. Variasi densitas rata-rata fluida di dalam tubing dapat diturunkan dari persamaan kontinuitas seperti di atas:
∂ρ ∂t =
qL+ qg At ∆ρ Dengan At menyatakan luas tubing. Dengan mensubstitusikan persamaan ∆Pt
∆t = gDi∂ρ∂t pada persamaan ∂ρ ∂t = qL+qg At ∆ρi, ρi = ρLqL+ρgqg qL+qg dan persamaan F1 = −∆qL −∆qg qg qL > 1.
Maka respon tekanan pada tubing yang disebabkan oleh peruba-han aliran injeksi gas yang masuk dapat dinyatakan dengan per-samaan:
Parameter stabilitas karena pengaruh penurunan tekanan dalam annulus dapat dinyatakan dengan menggabungkan persamaan:
Parameter C adalah faktor volume gas antara annulus dan tubing. Untuk semua kasus-kasus yang dapat diduga, nilai ini mendekati satu.
3. Kriteria Kestabilan pada Choke Injeksi di Permukaan
Kriteria ini merupakan perluasan untuk mengakomodasi flow regimes di permukaan (choke injeksi) dan valve gas lift. Hubungan antara variasi tekanan tubing terhadap laju alir dari reservoir diberikan oleh:
Pt = qL BfJ
Untuk menurunkan hubungan antara laju alir gas injeksi melalui gas lift valve dan tekanan tubing, maka akan diturunkan model
yang berhubungan dengan gas-lift valve response dan choke re-sponse untuk variasi tekanan tubing dan casing.
Persamaan aliran adiabatik (tidak keluar panas) untuk valve adalah:
m0= √ 2CDApY r M zRT p Pc0(Pc0− Pt0)
Asumsi yang digunakan: tekanan konstan dapat ditentukan dari distribusi gas sejak dari choke injeksi, dan pendekatan linear yang dipenuhi untuk choke injeksi permukaan:
mch1(t) m0 = K c ch Pc1(t) Pc0
Dan laju alir gas injeksi yang melalui gas-lift valve mv1(t) m0 = K c v Pc1(t) Pco + K t v Pt1(t) Pto
Koefisien K menggambarkan variasi relatif dalam aliran massa melalui choke dan gas lift valve disebabkan karena variasi pada tekanan tubing dan casing. Pendekatan ini beralasan untuk flow regime pada choke dan valve. Nilai Kchc yang digunakan pada thesis ini selalu negatif karena aliran gas melalui choke menu-run seiring dengan peningkatan tekanan casing. Sedangkan nilai Kvc akan selalu positive karena aliran yang melalui gas lift valve meningkat seiring dengan meningkatnya tekanan casing.
Den-gan kata lain, Kvt mungkin positive atau negative, bergantung terhadap karakteristik dan flow regime pada valve.
Perubahan tekanan gas di annulus dinyatakan dengan persamaan gas umum:
∂Pci
∂t =δ(wci− wti)
zciRTci VcM
Persamaan mass-balance diturunkan dari perubahan tekanan gas di annulus. Dengan mendifinisikan m = δ. Hukum kekekalan massa pada casing diberikan oleh persamaan:
vari-asi jumlah cairan dan gas, di hilangkan pengaruh efek percepatan dan efek gesekan dan diasumsikan bahwa tubingnya adalah ver-tikal. Maka hanya gaya gravitasi saja yang berpengaruh:
Pt1(t)= Z t 0 " δρM(t)gqL+ qg At # dt
Dimana δρM adalah variasi dari densitas campuran pada titik injeksi saat steady state. Variasi ini disebabkan karena variasi yang telah diprediksi, variasi dari gas injeksi yang melalui gas lift valve atau aliran perturbasi yang tak terprediksi.
Untuk analisa kestabilan.Transformasi persamaan-persamaan di-atas dari persamaan time space ke persamaan state space. Akan
diperoleh:
Agar mempunyai solusi maka matriks 3 × 3 tersebut harus memi-liki invers. Punya invers artinya determinannya tidak sama den-gan 0. Artinya tidak ada nilai-nilai singularnya. Nilai singu-lar disini bergantung pada s. Maka akan dicari nilai-nilai yang menyebabkan singularitas. Yaitu dicari determinan dari matriks 3 × 3 yang nilainya 0. Dan diperoleh:
Kondisi untuk sistem akan stabil jika akar2 persamaan dari per-samaan diatas negatif. Hal ini merupakan syarat dari theorema
Routh-Hurwitz. Dalam kasus ini, untuk menjamin kestabilan
dari sistem maka,
BfJqg+ qgK t v Pt0qL ! + qL+ qgAt gρf −ρg a > 0 Dan, " BfJqg+ qg K t v Pt0qL ! + qg Kvc Pc0bqL # > 0 Jika persamaan BfJqg+ qgKvt Pt0qL +(qL+qg)At g(ρf−ρg)a > 0 dibagi den-gan Pt0 aqgqL, diperoleh:
Maka, persamaan umum dari kriteria adalah:
Kasus khusus Kvt tak negatif
Jika Kvt positive atau nol, maka kedua persamaan diatas akan selalu terpenuhi. Hal ini terjadi, jika choke beroperasi untuk
aliran kritis. Dalam kedua situasi ini, penurunan tekanan tubing tidak menyebabkan peningkatan rate gas yang melalui valve.
Kasus khusus Kvt negatif
Kvt dimungkinkan untuk negative. Saat keadaan ini choke berop-erasi pada aliran subcritic. Untuk kasus ini, aliran yang melalui valve meningkat seiring dengan penurunan tekanan tubing. Den-gan menggunakan persamaan adiabatic untuk valve, diperoleh:
m0= √ 2CDApY r M zRT p Pc0(Pc0− Pt0)
Untuk aliran stady state mv1(t) m0 = 1 2 Pc0(Pc1(t) − Pt1(t)) Pc1(t) (Pc0− Pt0) Pc0(Pc0− Pt0)
Untuk variasi aproksimasi dari mass flow rate dengan variasi tekanan tubing dan casing.
Konstan gas yang melalui choke injeksi permukaan dapat ter-jadi untuk aliran yang konstan, atau jika operator choke injeksi dibawah aliran kritis. Untuk kasus ini, aliran yang melalui choke adalah saling bebas dari tekanan dan sebaliknya.