Rizal Fakhri, , Sem1 2007/2008 1

(1)

SUATU ANALISA KINERJA GAS LIFT PADA SUMUR MIRING DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR

Gas lift Performance Analysis In Inclined Well Using Simulator Oleh:

Rizal Fakhri*

Sari

Adanya kemiringan pada suatu sumur ternyata akan memberikan perubahan terhadap parameter Produktivitas Indek (PI) dan kehilangan tekanan yang terjadi di tubing. Produktivity Indek adalah suatu parameter yang secara fisik menyatakan kemapuan mengalirkan fluida dari reservoir ke dasar sumur, sedangkan parameter kehilangan tekanan ditubing akan mempengaruhi kampuan produksi fluida dari dasar sumur kepermukaan. Gas lift merupakan suatu metode pangangkatan buatan yang digunakan untuk meningkatkan produksi suatu sumur. Perubahan parameter yang diakibatkan oleh adanya kemiringan sumur akan mempengaruhi kinerja gas lift. Dalam peper ini, telah dilakukan percobaan mengenai kinerja gas lift pada berbagai kemiringan sumur yang dibandingkan dengan kinerja gas lift pada sumur tegak yang mempunyai harga True Vertical Depth (TVD) yang sama.

Kata kunci: Gas lift, PI, kehilangan tekanan di tubing, TVD, dan sumur miring.

Abstraction

Degree of Inclination in directional well could change produktivity index and pressure loss in tubing. Physically, produktivitas index is ability to transfer fluid from reservoir to bottom of the well bore and the ability to transfer fluid from bottom of the well bore to surface is affected by pressure loss in tubing. Gas lift is one of artificial lift methods by injecting gas through tubing. Gas lift application will increase well production. Change of parameters in inclined well will affect the gas lift performance. This paper studies the gas lift performance in inclined well with various condition and the result were compared to vertical well.

Keywords: Gas lift, PI, Pressure loss in tubing, TVD, inclined well. * Mahasiswa Program Study Perminyakan

I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang.

Adanya peningkatan kemiringan pada suatu sumur ternyata akan menghasilkan perubahan pada harga Produktivitas Indek, PI, dan kehilangan tekanan yang terjadi di tubing. Dari hasil penurunan persamaan yang telah dilakukan, dijelaskan kemudian, menunjukkan bahwa adanya kemiringan sumur pada interval produktif akan meningkatan PI suatu sumur dan dan adanya kemiringan tubing akan meningkatan kehilangan tekanan yang terjadi di tubing. Peningkatan PI akan menguntungkan karena dengan harga tekanan

well bore, Pwf, yang sama dengan sumur tegak akan

mengahasilkan produksi lebih banyak ke dasar sumur namun peningkatan kehilangan tekanan yang terjadi di tubing akan mengurangi kemampuan produksi ke permukaan.

Gas lift adalah salah satu metode

pengangkatan buatan yang digunakan pada sumur minyak untuk meningkatkan kemampuan produksi fluida dari dasar sumur ke permukaan. Prinsip dari gas

lift adalah menurunkan tekanan di dalam tubing pada

titik injeksi gas lift sehingga produksi diperoleh lebih banyak. Berdasarkan cara penginjeksian gas kedalam tubing terdapat dua jenis gas lift:

1. Continuous gas lift, dimana gas diinjeksikan

secara terus-menerus ke dalam tubing.

2. Intermitem gas lift, dimana gas diinjeksikan

secara berkala kedalam tubing.

Dalam paper ini, pembahasan akan dibatasi pada

Continuous gas lift saja.

1.2 Gas lift Performace Curve (GLPC) .

Untuk menganalisa kinerja suatu sumur gas lift , maka harus dibuat suatu kurva yang bernama Gas lift

Performance Curve (GLPC) dimana Gambar 1.1 adalah

contoh suatu kurva GLPC. GLPC adalah suatu kurva yang menyatakan hubungan antara besarnya gas yang diinjeksikan dengan besarnya produksi yang diperoleh. Dengan GLPC, maka dapat ditentukan suatu laju injeksi gas optimal yang akan menghasilkan suatu peningkatan produksi maksimal. Dari grafik tersebut dapat dilihat bahwa produksi maksimal sebesar 2860 stb/d dicapai pada suatu laju injeksi gas optimal sebesar 0.4 mmscf/d.

(2)

Kinerja gas lift pada tiap-tiap sumur akan berbeda-beda, sangat bergantung dari karakteristik suatu sumur dan formasinya. Baik buruknya kinerja suatu gas lift bergantung dari seberapa besar peningkatan produksi yang dihasilkan akibat adanya pemasangan gas lift.

2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Q injk,mmscfd produks i, st b/ d

Gambar 1.1 Gas lift Performance Curve.

1.3 Asumsi Percobaan.

Asumsi-asumsi yang digunakan dalam percobaan ini adalah

1. Injeksi dilakukan pada MD sumur yang diteliti.

2. karakteristik reservoir seragam, properties fluida reservoir seragam, dan tidak terjadi kerusakan formasi

II. LANDASAN TEORI

2.1 Penurunan persamaan hubungan PI dengan Kemiringan sumur.

Besarnya produktivitas indek dihitung dengan menggunakan persamaan:

[

₊

]

∫

− = Pr ) 42 ln(. ) ( 00708 . 0 Pwf o o o wf r dp B kr s rw re P P kh PI µ ..(1)

persamaan diatas berlaku untuk sumur tegak. Gambar 2.1 memperlihatkan kondisi lubang sumur miring yang menembus lapisan produktif. Pada sumur tegak, asumsi perforasi sepanjang ketebalan “h”, minyak akan masuk ke lubang sumur tegak sepanjang ketebalan interval produktif “h”, namun pada sumur miring dengan kemiringan

θ

, minyak akan masuk ke lubang sumur sepanjang interval “h’”, dimana hubungan antara h dengan h’ adalah:

θ

cos

'

h

=

………...(2)

Dengan asumsi karakteristik reservoir seragam, sifat – sifat fluida reservoir seragam, dan tidak terjadi

kerusakan formasi, maka persamaan PI pada persamaan (1) menjadi:

[

]

∫

− = Pr ) 42 ln(. ) ( cos 00708 . 0 ' Pwf o o o wf r dp B kr rw re P P h k PI µ θ _...(3)

dimana PI’ adalah Produktivitas Indek pada sumur miring dengan sudut kemirngan

θ

.

Dengan menggunakan hubungan perbandingan dapat dihitung hubungan antara PI dengan PI’:

Recall persamaan (1) dan (3)

[

]

[

]

θ

µ

θ

cos

1 '

)

42 ln(.

)

(

00708

.

0 )

42 ln(.

)

(

cos

00708

.

0 '

Pr Pr

=

−

=

∫

PI

dp

B

kr

rw

re

P

kh

dp

B

kr

rw

re

P

h

k

PI

Pwf o o o wf r Pwf o o o wf r

θ

cos

)'

(

PI

=

………...(4)

Dari persamaan 4, dapat disimpulkan bahwa kemiringan sumur dapat meningkatkan produktivitas indek.

Gambar 2.1 Skematik lubang sumur miring pada interval produktif.

2.2 Kehilangan tekanan yang terjadi di dalam tubing.

Ada tiga faktor yang menyebabkan terjadinya kehilangan tekanan yang terjadi di tubing, yaitu:

• Kehilangan tekanan akibat elevasi

• Kehilangan tekanan akibat friksi

• Dan kehilangan tekanan akibat kecepatan

h

θ

h’

Peningkatan produksi

(3)

Dimana kontribusi dari masing-masing kehilangan tekanan diatas berbeda-berbeda, bergantung dari fluida yang diproduksikan. Tabel 2.1 memperlihatkan kontribusi dari masing-masing kehilangan tekanan, baik yang terjadi pada sumur gas maupun yang terjadi pada sumur minyak.

Tabel 2.1 Persentase kehilangan tekanan yang terjadi di tubing1).

% Pressure Loss Componen Oil Gas

Elevation 70-90 20-50

friction 10-30 30-60

Acceleration 0-10 0-10

Secara matematis seluruh kehilangan tekanan ditubing dinyatakan dengan persaman.

( )

∆

P

total

=

( )

∆

P

elevation

+

( )

∆

P

friction

+

( )

∆

P

acceleration..(5)

dimana kehilangan tekanan masing-masing komponen dinyatakan dalam persamaan matematis dibawah ini:

( )

( z

)

g

P

c m elevation

=

∆

ρ

...(6) Pada sumur tegak dengan sumur miring yang mempunyai kedalaman True Vertical Depth (TVD) yang sama akan mempuyai harga

( z

∆

)

sama sehingga kehilangan tekanan yang terjadi akibat elevasi, baik pada sumur miring maupun sumur tegak adalah sama. Kehilangan tekanan akibat friksi dan kecepatan dinyatakan dalam persamaan matematis dibawah ini:

( )

(

)

2

MD

v

d

g

f

P

c m friction

ρ

=

∆

...(7)

( )

(MD

)

g

v

P

c m on Accelerati

ρ

=

∆

...(8) MD merupakan singkatan dari Meansure Depth yang menyatakan panjang tubing dari formasi ke permukaan. Perlu diingat bahwa pada sumur tegak dan sumur miring yang mempunyai TVD yang sama, akan mempunyai harga MD yang berbeda. Pada sumur tegak, harga MD adalah sebesar TVD, sedangkan pada sumur miring dengan Kick Of Point, KOP, pada kedalaman tertentu, harga MD adalah sebesar:

(

TVD

KOP

)

cos

θ

KOP

MD

=

+

−

...(9)

Dari persamaan diatas, diketahui bahwa Sumur miring akan mempunyai MD yang lebih besar dari pada sumur tegak sehingga merujuk ke persamaan 8 dan 9, sumur miring akan menghasilkan kehilangan tekanan akibat

friction dan acceleration yang lebih besar dibandingkan

dengan sumur tegak. sehingga total kehilangan tekanan akan bertambah. Gambar 2.2 memperlihatkan skematik sumur tegak dan sumur miring yang akan dibandingkan.

2.3 Pengaruh kemiringan terhadap Liquid hold-up.

Berdasarkan eksperimen yang dilakukan oleh Begg and Brill4) menyatakan adanya pengaruh perubahan liquid hold-up akibat perubahan sudut kemiringan pipa. Gambar 2.2 merupakan grafik hubungan antara liquid hold-up dengan besarnya sudut kemiringan. Dari grafik tersebut dapat kita lihat bahwa liquid hold-up terbesar diperoleh pada sudut kemiringan 450.

Parameter liquid hold-up berpengaruh

terhadap besarnya densitas campuran fluida yang mengalir dalam pipa dan akan mempengaruhi pola aliran yang terjadi.

Gambar 2.2 Hubungan antara liquid-hold-up dengan inclinasi4).

2.4 Pola Aliran dua fasa yang terjadi pada sumur gas lift continuous.

Dari hasil percobaan yang dilakukan oleh Hendra3), menunjukkan bahwa terjadi perubahan pola aliran didalam tubing seiring dengan bertambah besarnya injeksi gas kedalam tubing. Pola aliran

(4)

berubah dari pola aliran bubble menjadi slug dan selanjutnya annular. Gambar 2.4 adalah GLPC

memperlihatkan adanya perubahan pola aliran yang terjadi seiring dengan peningkatan besar laju injeksi gas kedalam tubing. Dari gambar tersebut dapat kita lihat bahwa peningkatan produksi terbesar terjadi pada saat pola aliran slug dan penurunan peningkatan produksi mulai terjadi pada saat pola aliran berubah menjadi pola aliran annular.

Gambar 2.3 Skematik sumur tegak dan sumur miring yang diabandingkan dalam percobaan ini.

300 800 1300 1800 2300 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 Q injk, mmscf/d Pro d uksi , st b/ d

Bubbly slug Annular

Gambar 2.4 Pola alir yang dibentuk berdasarkan besarnya penginjeksian gas kedalam tubing3).

III. METODELOGI 3.1 Data yang digunakan

Data yang digunakan dalam Percobaan ini adalah data hipotetik yang dianggap mewakili suatu sumur minyak. Data yang digunakan adalah data sumur yang diperlukan untuk perhitungan GLPC. Ditinjau dari

data yang digunakan, maka terdapat dua kategori data yang digunakan. Pertama data tetap, yaitu data sumur yang digunakan untuk perhitungan GLPC yang tidak diubah-ubah selama percobaan. Adapun contoh data sumur tetap adalah seperti yang telihat dalam Tabel 3.2. Kategori data yang kedua adalah data tidak tetap. Yang dimaksud data tidak tetap disini adalah data yang diubah-ubah untuk melihat pengaruhnya terhadap kinerja gas lift pada sumur miring. Adapun data tidak tetap adalah harga PI dan tekanan statik reservoir. Perubahan data ini bertujuan untuk mengetahui kinerja

gas lift pada sumur miring pada berbagai kondisi. Perlu

diingat bahwa dalam percobaan ini juga dilakukan koreksi terhadap adanya perubahan kemiringan sumur terhadap perubahan harga PI suatu sumur. Dari data yang telah disebutkan diatas, maka dihitung Gas lift

Performace Curve (GLPC) pada berbagai kondisi

sumur yang dikaji. Dari GLPC yang dihasilkan dihitung berapa besar peningkatan produksi yang dihasilkan oleh masing-masing kondisi.

3.2 Prosedure Penelitan

Untuk mengetahui kinerja gas lift pada sumur miring dan untuk menjelaskan berbagai fenomena yang terjadi pada gas lift pada sumur miring, maka dilakukan percobaan sebagai berikut:

1. Analisa kinerja gas lift pada tubing yang miring.

2. Pengaruh besarnya PI terhadap kinerja gas lift 3. Pengaruh Ukuran ID tubing yang digunakan

terhadap kinerja gas lift.

4. Perhitungan perubahan PI pada sumur miring 5. Perbandingan kinerja Gas lift pada sumur

tegak dan sumur-sumur miring pada berbagai kemiringan sumur.

6. Perbandingan kinerja Gas lift pada sumur tegak dan sumur-sumur miring pada berbagai kemiringan sumur. Pada berbagai kondisi sumur yang berbeda.

Dari data yang telah dibahas sebelumnya, untuk masing-masing kondisi diatas dibuat GLPC pada berbagai kondisi sumur dengan menggunakan perangkat lunak pipesim. Ploting hasil keluaran

perhitungan dengan menggunakan perangkat lunak

pipesim di-plot dengan menggunakan MS Excell hingga

menjadi suatu garfik/kurva GLPC. Dari GLPC yang dihasilkan, dilakukan analisa kinerja gas lift.

Table 3.2 Data tetap percobaan.

Fluid properties Water cut 70 % GOR 100 scf/stb Gas SG 0.65 KOP

θ

Sumur Miring Sumur Lurus MD MD TVD

(5)

Water SG 1.02

Oil API 30

Pb 2647 Psi

Well bore Data

Pwh 100 psi

Temperature WH 100 F

KOP 1000 Ft

TVD 3000 Ft

Flow correlation Begg and Brill

Reservoir data

Reservoir temperature 200 F

3.3 Skematik Sumur Percobaan

Gambar 3.3 memperlihatkan posisi sumur-sumur percobaan pada berbagai kemirngan.

Gambar 3.3 Posisi sumur-sumur percobaan pada berbagai kemiringan.

VI. PERCOBAAN

Pada bagian awal diri percobaan, dilakukan percobaan sensitivitas berbagai parameter yang terkait dengan kinerja gas lift pada sumur miring. Adapun parameter tersebut adalah: Sensitivitas Inclinasi, PI, dan ID tubing. Percobaan selanjutnya adalah percobaan kinerja gas lift pada sumur miring dengan

memperhitungkan koreksi adanya perubahan harga PI sebagai akibat adanya kemiringan pada interval produktif. kemuduian percobaan dilanjutkan pada percobaan berbagai kondisi lainya dengan mengubah-ngubah harga PI dan Ps.

4.1 Sensitivitas Inclinasi sumur. Data Percobaan.

Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat pada bahasan metodelogi. Harga PI yang digunakan dalam percobaan ini adalah sebesar 2 stb/d/psi. Besarnya ID tubing yang digunakan adalah 1.998”.

Hasil Percobaan

Hasil percobaan adalah Gambar 4.1.

4.2 Pengaruh PI terhadap Kinerja gas lift. Data percobaan.

Data Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat dalam bahasan metodelogi. Sensitivitas PI yang diujikan dalam percobaan ini adalah sebesar (2, 2.3, 2.82, dan 4) stb/d/psi dan besarnya ID tubing yang digunakan adalah 1.998”.

Hasil percobaan.

Hasil percobaan adalah Gambar 4.2.

100 400 700 1000 1300 1600 0 0.5 1 1.5 2 2.5 Q injk, mmscf/d Produks i, stb /d 0 30 45 60

Gambar 4.1 GLPC Sensivitas kemiringan sumur.

4.3 Pengaruh perubahan ID tubing terhadap kinerja Gas lift.

Data percobaan.

Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat dalam bahasan metodelogi. Sensitivitas ID tubing yang diujikan dalam percobaan ini adalah sebesar (1.995”, 2.441”, 2.992”, dan 3.958”) PI yang digunakan adalah 2 stb/d/psi.

Hasil Percobaan.

Gambar 4.3 merupakan hasil percobaan.

4.4 Perhitungan perubahan PI pada sumur miring. Data percobaan.

Pada percobaan ini harga PI yang digunakan pada sumur tegak adalah 2 stb/d/psi. Dengan

menggunakan persamaan (6), maka dihitung perubahan PI sebagai akibat dari adanya inclinasi.

Hasil percobaan.

Tabel 4.1 merupakan hasil percobaan.

4.5 Kinerja Gas lift pada sumur miring. Data percobaan.

Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat dalam bahasan metodelogi. Dalam percobaan ini dilakukan koreksi perubahan PI

KOP

(6)

dikarenakan adanya kemiringan sumur. Koreksi dari tiap-tiap kemiringan adalah seperti yang terdapat dalam table 4.1. ID tubing yang digunakan adalah 1.995”.

Hasil Percobaan.

300 800 1300 1800 2300 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 Q injk, mmscf/d Produ k si, st b/d 2 2.3 2.8 4

Gambar 4.2 GLPC dengan sensitivitas PI. Tabel 4.1 Koreksi perubahan PI sebagai akibat dari

adanya kemirngan sumur pada interval produktif. Sudut kerniringan PI, stb/d/psi 0 2 30 2.3 45 2.8 60 4 100 600 1100 1600 2100 2600 0 2 4 6 8 10 Q injk, mmscf/d P rod uk si, st b/ d 1.995" 2.441" 2.992" 3.958"

Gambar 4.3 GLPC dengan sensitivitas ID tubing.

Percobaan Pada kondisi tekanan reservoir tinggi, Ps = 2500 psi.

Data percobaan.

Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat dalam bahasan metodelogi. Dalam percobaan ini dilakukan koreksi perubahan PI dikarenakan adanya kemiringan sumur. Koreksi dari tiap-tiap kemiringan adalah seperti yang terdapat dalam table 4.1. Tekanan Statik Reservoir, Ps, yang digunakan

adalah 2500 psi. Dan ID tubing optimal berubah menjadi 2.992”.

Hasil Percobaan

ID tubing = 1.995" 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 0 0.5 1 1.5 Q injk, mmscf/d Pr odu k s i, s tb /d 0 30 45 60

Gambar 4.4 GLPC dengan sensitivitas sudut kemiringan dimana dilakukan koreksi perubahan harga PI, PI sumur tegak = 2 stb/d/psi, pada kondisi Ps=1500

psi.

Percobaan Pada kondisi tekanan reservoir tinggi, Ps = 2500 psi.

Data percobaan.

Data yang digunakan dalam percobaan ini adalah data yang terdapat dalam bahasan metodelogi. Dalam percobaan ini dilakukan koreksi perubahan PI dikarenakan adanya kemiringan sumur. Koreksi dari tiap-tiap kemiringan adalah seperti yang terdapat dalam table 4.1. Tekanan Statik Reservoir, Ps, yang digunakan adalah 2500 psi. Dan ID tubing optimal berubah menjadi 2.992”.

Hasil Percobaan

Pengujian pada harga PI tinggi, PI sumur tegak = 4 stb/d/psi.

Data Percobaan.

Perubahan data dilakukan terhadap harga PI sumur tegak menjadi 4 stb/d/psi. sehingga PI masing sumur miring pada berbagai sudut kemiringan adalah seperti yang terdapat dalam Tabel 4.2. perubahan PI ini menyebabkan perubahan ID tubing optimal menjadi 2.441”.

Hasil percobaan

(7)

Percobaan Pada kondisi harga Ps tinggi, 2500 psi dan harga PI tinggi, PI sumur tegak = 4 stb/d/psi.

Peubahan data sumur dilakukan terhadap harga Ps, menjadi 2500 psia, dan harga PI sumur tegak, mejadi 4 stb/d/psi. Perubahan data ini menyebabkan perubahan harga ID tubing optimal menjadi 3.958” data sumur lainya adalah seperti percobaan sebelumnya.

Hasil Percobaan

ID tubing = 2.992" 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 0 1 2 3 4 5 Q injk, mmscf/d Pr o d u k s i, s tb /d 0 30 45 60

psi. ID tubing = 2.441" 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 0.5 1 1.5 2 Q injk, mmscf/d P ro d u k s i, s tb /d 0 30 45 60

psi.

Tabel 4.2 Koreksi perubahan PI sebagai akibat dari adanya kemiringan sumur pada interval produktif.

Sudut kerniringan PI, stb/d/psi 0 4 30 4.6 45 5.6 60 8 ID tubing =3.958" 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 0 2 4 6 8 Q injk, mmscf/d P ro d u k s i, s tb /d 0 30 45 60

psi.

VII. PEMBAHASAN

Gambar 4.1 merupakan GLPC dengan kemiringan sebagai sensitivitasnya. Besarnya sudut kemiringan yang diteliti adalah 00, 300, 450, dan 600 . Sudut kemiringan ini adalah sudut kemiringan yang biasa digunakan pada sumur miring. Dari gambar 4.1 dapat kita lihat bahwa semakin besar kemiringan tubing maka akan semakin kecil gas injeksi yang diperlukan untuk mencapai laju injeksi optimal. Lebih sedikitnya gas injeksi optimal ini dikarenakan sumur miring mendapat kehilangan tekanan yang lebih besar dari pada sumur tegak sehingga minyak yang melalui tubing akan melepaskan gas yang lebih banyak daripada sumur tegak. banyaknya gas dalam tubing ini menyebabkan banyaknya gas optimal yang dapat dialirkan kedalam tubing menjadi lebih sedikit karena pola aliran anular lebih cepat dicapai pada penginjeksian gas pada sumur miring. Lebih sedikitnya gas yang dapat diinjeksikan kedalam tubing menyebabkan penurunan tekanan alir pada titik injeksi menjadi lebih kecil, lebih kecilnya penurunan tekanan di titik injeksi gas lift menyebabkan peningkatan produksi yang dihasilkan lebih sedikit.

Gambar 4.2 merupakan GLPC dengan PI sebagai sensitivitasnya. Dari gambar tersebut, dapat kita lihat bahwa perubahan PI akan memberikan perubahan terhadap kinerja gas lift, dimana semakin besar PI suatu sumur maka semakin besar peningkatan produksi yang dihasilkan. Peningkatan produksi yang lebih besar ini terjadi karena pada PI yang lebih besar, penurunan tekanan Pwf yang sama akan menghasilkan peningkatan

produksi yang lebih besar.

Gambar 4.3 merupakan GLPC dengan ID tubing sebagai sensitivitasnya. Dari gambar tersebut dapat kita lihat bahwa semakin besar ID tubing maka akan semakin besar pula peningkatan produski yang dihasilkan oleh suatu sumur gas lift. Lebih besarnya peningkatan produksi yang diperoleh pada ID tubing yang lebih besar dikarenakan pada ukuran ID tubing yang lebih besar, kehilangan tekanan akibat friksi

(8)

berkurang dan gas dapat dinjeksikan lebih banyak kedalam tubing sehingga peningkatan produksi yang diperoleh menjadi lebih besar. Pengujian sensitivitas kemiringan, PI, dan ID tubing perlu dilakukan karena nantinya dapat menjelaskan berbagai fenomena yang terjadi pada gas lift sumur miring.

Seperti yang telah dijelaskan pada landasan teori bahwa adanya kemiringan sumur pada interval produktif akan menyebabkan perubahan harga PI suatu sumur. Sehingga diperlukkan koreksi perubahan PI pada sumur miring. Tabel 4.1 memperlihatkan hasil koreksi perubahan PI pada berbagai kemiringan sumur yang diteliti pada percobaan ini. Persamaan yang digunakan dalam perhitungan ini adalah persamaan 4 yang terdapat dalam landasan teori.

Setelah dilakukan koreksi perubahan PI, maka percobaan kinerja sumur gas lift pada berbagai

kemiringan sumur dapat dilakukan. Gambar 4.3 merupakan GLPC hasil percobaanya. Sepeti yang telah dijelaskan pada Bab Pendahuluan bahwa kinerja suatu

gas lift dinilai dari seberapa besar peningkatan produksi

yang dihasilkan. Berdasarkan ploting peningkatan produksi terhadap besarnya kemiringan sumur menunjukkan bahwa peningkatan produksi cenderung menurun seiring dengan bertambahnya kemiringan sumur. Plot hasil peningkatan produksi terhadap besarnya inclinasi dapat dilihat pada gambar 5.1. Dari gambar tesebut juga dapat dilihat bahwa pada sekitar sudut kemiringan 45, kapasitas peningkatan produksi meningkat dibandingkan dengan peningkatan produksi yang dihasilkan pada kemiringan lainya. Peningkatan ini diakibatkan oleh perubahan liquid hold-up sebagai akibat dari perubahan inclinasi tubing. seperti yang dijelaskan pada Bab Landasan Teori bahwa liquid

hold-up mencapai harga maksimal pada kemiringan sekitar

450. Pada sudut kemiringan lebih besar dari 45 terjadi penurunan peningkatan produksi. Ini terjadi karena pada sudut kemiringan lebih besar dari 45 derajat terjadi penurunan liquid hold-up dan peningkatan kehilangan tekanan yang membuat gas lebih banyak dilepaskan yang membuat injeksi gas lebih sedikit sehingga perolehan peningkatan produksi lebih menurun.

Pengujian Pada Ps tinggi, 2500 psi.

Perlu diingat bahwa peningkatan tekanan reservoir membuat ukuran ID tubing optimal berubah menjadi 2.992”. Gambar 5.2 mempelihatkan besarnya peningkatan produksi yang dihasilkan pada berbagai sudut kemiringan. Dari gambar 5.2 dapat kita lihat bahwa peningkatan produksi cenderung menurun seiring dengan peningkatan inclinasi sumur. Meskipun pada kondisi ini penurunan yang terjadi tidak begitu segnifican. Perubahan yang tidak telalu segnifican ini

dikarenakan adanya perubahan ID tubing yang meningkatkan kinerja sumur gas lift.

1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 0 20 40 60 80 Inclinasi, derajat P en ing kat a n P rod u ksi , st b/ d

Gambar 5.1 Peningkatan produksi yang diperoleh sumur gas lift pada berbagai sudut kemiringan. kondisi

Ps= 1500 psi dengan koreksi perubahan PI akiabat adanya Inclinasi, PI sumur tegak = 2 stb/d/psi.

900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 0 20 40 60 80 Inclinasi, derajat Pen ingk a ta n Pro duks i, s tb/d

Pengujian Pada PI tinggi, PI sumur tegak = 4 stb/d/psi.

Gambar 5.3 adalah grafik hubungan antara peningkatan produksi terhadap sudut kemiringan. Pada kondisi ini dapat kita lihat bahwa profil penurunan peningkatan produksi yang tejadi adalah sama dengan hasil percobaan sebelumnya.

Pengujian pada tekanan reservoir tinggi, Ps = 2500 psi dan harga PI tinggi, PI sumur tegak = 4 stb/d/psi.

Pada kondisi tekanan statik reservoir tinggi, 2500 psi, dan harga PI yang tinggi. Performance gas lift pada sumur miring lebih baik dari pada sumur tegak. Sedangkan pada kondisi lainya yang diujikan, kinerja

gas lift pada sumur tegak lebih baik jika dibandingkan

pada sumur miring.

Perubahan yang tinggi terhadap kondisi tekanan reservoir dan PI, meyebabkan perubahan ID tubing optimal menjadi sangat besar, 3.958”. Perubahan ID tubing yang besar ini memberikan efek yang besar pula terhadap kinerja gas lift. Sehingga pada kondisi ini

(9)

kinerja gas lift pada sumur miring lebih baik

dibandingkan dengan sumur tegak.

Dari beberapa sudut kemiringan yang diujikan, sudut kemiringan 45, menunjukkan kinerja gas lift sumur miring terbaik. Karena dari semua sudut kemiringan yang diujikan menunjukkan peningkatan produksi terbesar sumur miring gas lift terjadi pada sudut kemiringan 45. 1700 1750 1800 1850 1900 1950 2000 2050 2100 0 10 20 30 40 50 60 Inclinasi, de rajat P eni ngkat an P roduksi , s tb/ d

1900 2000 2100 2200 2300 2400 0 10 20 30 40 50 60 Inclinasi, derajat P eni ng kat an P roduk si , st b/ d

VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan

Dari pembahasan diatas dapat disimpulkan beberapa kesimpulan sebagai berikut:

1. Produktivitas Indek sumur miring lebih besar dibandingkan produktivitas indek sumur tegak. 2. Adanya kemiringan tubing menyebabkan gas yang dapat diinjeksikan kedalam tubing menjadi lebih sedikit.

3. Peningkatan Produktivity Indek membuat kinerja gas lift semakin baik.

4. Peningkatan ID tubing membuat kinerja gas

lift semakin baik.

5. Pada kondisi tekanan reservoir yang tinggi dan harga PI yang tinggi, kenerja gas lift sumur miring lebih baik dibandingkan sumur tegak. 6. Kinerja gas lift sumur miring terbaik terjadi

pada sudut kemiringan 45 derajat.

6.2 Saran

Pada sumur miring yang ingin diterapkan metode pengangkatan buatan, gas lift, sebaiknya dipilih kemiringan sumur sebesar 450.

VII. DAFTAR PUSTAKA

1. Beggs, H. Dele: Production Optimation Using Nodal Analysis, OGCI Publiction, Tulsa, 1991.

2. Brown K.E: The Technologi Artificial Lift Methods, Volume 2a, PennWell Publishing Compeny, Tulsa, 1982

3. Hendra H. P: Analisa Aliran Fluida dua fasa pada sumur gas lift continyu, ITB, Bandung, 2006.

4. Beggs, H. Dele, Brill, James P: A Study of Two Phase Flow in Incline Pipes, Tulsa, 1973

Daftar Simbol

PI =Kemampuan Suatu reservoir mengalirkan fluida dari Reservoir ke

well bore.

TVD =Kedalaman sumur di ukur secara vertical.

GLPC =Kurva yang digunakan untuk mengatahui kinerja suatu sumur gas

lift.

Qinjk =Laju injeksi gas kedalam tubing,

MMscf/d.

MD =Kedalaman sumur berdasarkan panjang tubing, ft.

k =Pemeabilitas.

h =Ketebalan interval produktif pada sumur urus.

h’ =Ketebalan interval produktif pada sumur miring.

Pr =Tekanan reservoir

Ps =Tekanan statik reservoir.

Pb =Tekanan gelembung

re =Jari-jari pengurasan reservoir.

rw =Jari-jari sumur.

s =Parameter yang menyatakan

kerusakan suatu sumur.

µ

=Viskositas fluida.

Bo =Faktor yang menyatakan besarnya perbandingan besarnya volume minyak di reservoir dan dipermukaan. Pwf =Tekanan alir dasar sumur.

(10)

θ

=Kemiringan sumur.

( )

∆

P

total =Total kehilangan tekanan yang

diakibatkan oleh elevasi, friksi, acceration.

( )

∆

P

elevation =Kehilangan tekanan akibat adanya

ketinggian.

( )

∆

P

friction =Kehilangan tekanan akibatnya

adanya gesekan.

( )

∆

P

acceleration =Kehilangan tekanan akibat adanya

kecepatan.

m

ρ

=Densitas campuran liquid dan gas. g =Gravitasi.

z

∆

=Ketinggian secara vertical.

c

g

=Factor konversi ke English engineering system.

f =Fanning factor. d =Diameter pipa. v =Kecepatan.

KOP =Kedalaman terjadinya kemiringan. GOR =Perbandingan antara gas dengan

minyak.

SG gas =Perbandingan antara densitas gas dengan densitas udara.

Water SG =Perbandingan antara densitas liquid dengan densitas air.

API =Standar densitas minyak yang digunakan dalam industri perminyakan.

Well head =Kepala sumur.