optimasi sistem jaringan produksi pada b (1)

OPTIMASI SISTEM JARINGAN PRODUKSI PADA BLOCK

STATION I.B LAPANGAN JOB PPEJ BOJONEGORO

PROPOSAL SKRIPSI

Oleh : INDRA BAYU

113130099

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA

OPTIMASI SISTEM JARINGAN PRODUKSI PADA BLOCK

STATION I.B LAPANGAN JOB PPEJ BOJONEGORO

1. LATAR BELAKANG MASALAH

Dalam sistem jaringan produksi Lapangan JOB PPEJ, sumur dibagi dalam

sebuah block station yang dalam block tersebut sumur-sumur dipisahkan lagi menjadi sebuah cluster. Pengoptimasian produksi sebuah lapangan yang terdapat

beberapa cluster dilakukan dengan regrouping cluster ataupun dengan penggantian

ukuran choke untuk sumur natural flow yang sesuai dengan produktivitas sumur sehingga tidak akan menimbulkan masalah selama proses produksi dan laju alir

yang diinginkan dapat tercapai.

Analisa optimasi sistem jaringan cluster akan memberikan solusi apa yang

sebaiknya dilakukan dalam usaha optimasi sistem jaringan cluster yang ditinjau dari aspek produksi yaitu memperoleh laju produksi yang besar, penambahan

kumulatif produksi minyak dan gas yang besar juga berlangsung lama. Hal tersebut

dapat dilakukan dengan melakukan simulasi produksi pada sistem jaringan cluster,

yaitu dengan membuat suatu model yang disesuaikan dengan perilaku produksi

yang sebenarnya.

Pemodelan skenario optimasi sistem jaringan produksi cluster block station,

menggunakan perangkat lunak pipesim yang dikembangkan oleh Sclumberger. Dengan sensitivitas artificial lift produksi untuk sumur yang sudah pada tahap secondary recovery dan choke untuk sumur yang masih natural flow.

2. RUMUSAN MASALAH

Rumusan masalah pada skripsi tertuang melalui pertanyaan, bagaimanakah

pengaruh sensitivitas pengangkatan buatan dan choke agar memperoleh produksi

3. MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud Mengetahui kinerja dari sumur-sumur di block station IB dengan menganalisa laju produksi dengan menggunakan perangkat lunak

pipesim.

Tujuan Mengoptimasikan produksi dengan membuat skenario

menggunakan perangkat lunak pipesim.

3. BATASAN MASALAH

Dalam penelitian tugas akhir ini, cakupan masalah yang akan diteliti

memiliki batasan masalah yaitu lingkup tinjauan penelitian dibatasi pada aliran dari

reservoir sampai pada separator di permukaan.

4. METODOLOGI

Pipesim merupakan salah satu simulasi produksi yang digunakan penulis untuk mensimulasikan block station IB. Secara garis besar, prosedur yang dilakukan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :

1. Persiapan data yaitu pengumpulan, pengelompokan dan pemilihan data

lapangan yang berupa data reservoir, data sumur dan penunjang yang

nantinya digunakan dalam proses inisialisasi. Data yang diperlukan

dalam mengembangkan model diantaranya :

 Data properti fluida (PVT, FVFO dan komposisi fluida

reservoir).

 Data laju produksi (Ps dan Pwf, Pb, Qo dan Ql, WC).

 Data profil geometri pipeline (jenis pipa, ID dan panjang pipa).

 Data komplesi (Pwh, letak perforasi, ID & OD tubing serta ID

& OD casing).

2. Melakukan analisa pada produktivitas masing-masing sumur.

 Membuat Kurva IPR sehingga mendapat inflow performance tiap sumur. Sebagai contoh menggunakan metode vogel, pudjo

 Memperhitungkan kehilangan tekanan vertikal memakai metode

kehilangan tekanan pada pipa vertikal sehingga mendapat kurva

outflow performance. Sebagai contoh : metode Hagedorn & Brown, metode Beggs & Brill.

 Potongan dari inflow & outflow performace dapat diketahui laju

alir (q), tubing head pressure dan pressure well head tiap sumur.

3. Melakukan analisa pada sistem jaringan produksi di permukaan

 Setelah mengetahui pressure well head tiap sumur, kemudian memperhitungkan kehilangan tekanan pada pipa horizontal

hingga mencapai header. Sebagai contoh menggunakan metode

Beggs & Brill, metode Duckler.

 Bila terjadi backpressure di header maka dilakukan penyeragaman tekanan pada header sebagai titik node.

 Memperhitungkan tekanan kerja separator optimum.

4. Mengevaluasi dan menganalisa skematik diagram jaringan produksi

existing sebagai base case scenario. Kemudian melakukan beberapa skenario produksi sehingga dapat dilakukan perbandingan terhadap data

report antara model sebenarnya yang sudah ada dengan skenario. Sebagai contoh skenario : merubah tekanan pada separator tanpa

merubah jaringan, regrouping, merubah tekanan pada separator dan regrouping.

5. Untuk melakukan analisa produktivitas masing-masing sumur, jaringan

produksi di permukaan dan skenario produksi agar mendapatkan hasil

optimum nantinya dibantu oleh simulator pipesim.

6. Menyimpulkan dan menulis laporan. Optimasi dianggap berhasil

apabila parameter laju alir produksi secara sistem jaringan meningkat.

5. HASIL YANG DIHARAPKAN

Hasil yang diharapkan dari penelitian ini adalah didapatkan suatu model

simulasi yang dapat digunakan sebagai dasar pengambilan keputusan dalam

6. LANDASAN TEORI

6.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori 6.1.1. Productivity Index

PI merupakan besaran yang menunjukkan kemampuan batuan reservoir untuk berproduksi, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara laju produksi fluida dengan pressure drawdown. Jadi dapat dikatakan bahwa PI adalah suatu angka yang menunjukkan tingkat keproduktifitasan suatu formasi, atau secara matematis dapat dinyatakan dengan persamaan

Pwf Ps

q PI



 , bbl/D/psi ... (6-1)

Keterangan :

PI = productivity index, bbl/day/psi

Q = laju produksi cairan total, bbl/day

Ps = tekanan statis reservoir, psi

Pwf = tekanan dasar sumur sewaktu terjadi aliran, psi

Secara teoritis Persamaan (6-1) dapat didekati oleh persamaan radial dari darcy untuk fluida homogen, incompressible dan horizontal. Dengan demikian untuk aliran minyak saja berlaku hubungan :

) / ln( 00708 . 0

w e o o

o r r B

h k PI



 ... (6-2)

Persamaan (6-1) hanya dapat digunakan untuk aliran fluida satu fasa,

sehingga tidak dapat dipenuhi apabila dalam aliran fluida terdapat air formasi.

Tetapi dalam praktek keadaan semacam ini masih dapat dianggap berfasa satu,

sehingga persamaan (6-1) dapat diperluas dengan memasukkan laju aliran air ke

dalam persamaan tersebut, yaitu :

Pwf Ps

q q

PI o w

 

 ... (6-3)

Keterangan :

Berdasarkan pengalamannya, Kermit E Brown (1967) telah memberikan batasan terhadap tingkat produktifitas sumur sebagai berikut :

 PI rendah, jika PI ≤ 0.5

 PI sedang, jika 0.5 ≤ PI ≤ 1.5

 PI tinggi, jika PI ≥ 1.5

6.1.2. Inflow Performance Relationship (IPR)

Productivity Indeks yang telah disebutkan di atas hanya merupakan

gambaran secara kuantitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi.

Untuk melihat kelakuan sumur berproduksi, maka harga PI dinyatakan secara

grafis, yaitu grafik yang menunjukkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur

dengan laju produksi, berupa grafik Inflow Performance Relationship (IPR).

Untuk sumur yang telah berproduksi dimana tekanan dasar sumur telah

turun di bawah tekanan gelembung sehingga gas bebas ikut terproduksi, maka

kurva IPR tidak linier lagi tetapi berupa garis lengkung. Hal ini disebabkan karena

kemiringan kurva IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf.

Berdasarkan pengamatan yang dilakukan Vogel terhadap sumur-sumur

yang berproduksi dari reservoar dengan mekanisme pendorong solution gas drive,

Vogel melakukan beberapa anggapan reservoir bertenaga dorong gas terlarut, harga

skin disekitar lubang bor sama dengan nol, dan tekanan reservoir dibawah tekanan

saturasi

Kemudian dengan menggunakan persamaan (6-4) dibuat suatu grafik IPR

(dimensionless IPR) yang ditunjukan pada gambar 6.1. Untuk tujuan praktis grafis

IPR tak berdimensi tersebut dinyatakan dalam persamaan berikut : 2

Keterangan :

qo = rate produksi minyak (data test), bbl/hari

qmax = rate produksi maksimum pada Pwf = 0, BOPD

qb = rate produksi pada saat Pwf = Pb, bbl/hari

Pb = tekanan bubble point, psi

Gambar 6.1.

Kurva IPR untuk aliran dua fasa. 6.2. Aliran Fluida Dalam Pipa

6.2.1. Persamaan Dasar Aliran Fluida Dalam Pipa

Persamaan dasar aliran fluida dalam pipa dikembangkan dari Persamaan

Energi, yang menyatakan keseimbangan energi antara dua titik dalam sistem aliran

fluida. Persamaan ini mengikuti hukum konversi energi, yang menyatakan bahwa

energi yang masuk ke titik pertama ditambah dengan kerja-kerja yang dilakukan

oleh dan terhadap fluida di antara titik pertama dan kedua, dikurangi dengan energi

yang hilang di antara kedua titik tersebut sama dengan energi yang keluar dari titik

kedua. Hukum konservasi energi tersebut dapat dituliskan dalam persamaan

berikut:

𝑈1+ 𝑝1𝑉1+𝑚𝑣1 2 2𝑔𝑐 +

𝑚𝑔ℎ1

𝑔𝑐 + 𝑄 − 𝑊 = 𝑈2+ 𝑝2𝑉2+ 𝑚𝑣₂2

2𝑔𝑐 + 𝑚𝑔ℎ2

𝑔𝑐 ... (6-5)

Keterangan :

U = energi dalam

pV = energi dalam ekspansi atau kompresi

𝑚𝑣2

2𝑔𝑐 = energi kinetic 𝑚𝑔ℎ

𝑔𝑐 = energi potensial

Q = energi panas yang ditambahkan

Persamaan (6-5) merupakan hukum konservasi energi yang akan

dikembangkan menjadi persamaan aliran fluida dalam pipa, dengan menggunakan

konsep-konsep thermodinamika, dimana dapat diperoleh persamaan untuk

menghitung kehilangan tekanan.

A. Reynolds Number

Reynolds Number adalah parameter tidak berdimensi yang menunjukan

perbandingan antara gaya inersia dengan gaya viskositas atau dapat dirumuskan

sebagai berikut: 1488 Re

 vd

 _{... (6-6)}

Keterangan:

ρ = densitas fluida, lbm/ft3 v = kecepatan aliran, ft/sec

d = pipa ID, ft

µ = viskositas fluida, cp

B. Regim Fluida

Regim Aliran menggambarkan aliran fluida secara alami. Ada dua jenis

aliran yaitu aliran laminar dan aliran turbulen. Aliran laminar mempunyai NRe

(Reynolds Number) kurang dari 2100 dan aliran turbulen mempunyai NRe lebih

besar dari 4000. Sedangkan untuk aliran fluida yang mempunyai NRe antara 2100 –

4000 disebut dengan aliran transisi.

C. Teorema Bernoulli

Pada umumnya untuk menyatakan energi yang terkandung di dalam fluida

disebut energy potensial yang diistilahkan dalam tinggi ekivalen atau “Head” dalam kolom fluida. Sesuai dengan pernyataan di atas, Bernoulli membagi energy total

pada satu titik menjadi beberapa, yaitu:

1.Head karena ketinggian

2.Head tekanan yang disebabkan oleh energy potensial yang terkandung didalam tekanan fluida pada suatu titik

Dengan menganggap bahwa fluida tidak melakukan kerja dan tidak dikenai

kerja maka persamaan Bernoulli dapat ditulis sebagai berikut:

L

Keterangan :

Z = head ketinggian

D. Persamaan Darcy

Persamaan ini sering disebut juga persamaan Weisbach atau persamaan

Darcy-Weisbach yang menyatakan bahwa Head-loss akibat gesekan antara dua titik

padasuatu bagian pipa adalah berbanding lurus dengan kecepatan dan panjang pipa

dan berbanding terbalik dengan diameter pipa atau dapat ditulis:

g

Keterangan :

HL = head-loss karena gesekan, ft

L = panjang pipa, ft

D = diameter pipa, ft

f = gesekan

Persamaan 6-7 dan 6-8 dapat dipakai untuk menghitung tekanan pada setiap

titik di dalam system pemipaan jika tekanan, kecepatan alir, diameter pipa dan

elevasi diketahui. Sebaliknya, jika tekanan, diameter pipa dan elevasi diketahui

pada dua titik, maka kecepatan alir dapat dihitung.

E. Faktor Gesekan Moody

Variabel f yang terdapat pada persamaan-persamaan sebelumnya disebut

factor gesekan Moody dan bersarnya nilai f ditentukan dari diagram Moody

dimana harganya satu per empat dari faktor gesekan Moody. Dalam beberapa

referensi faktor gesekan yang digunakan adalah Moody dilain pihak faktor gesekan

Fanning juga seing digunakan. Latihan penggunaan faktor gesekan ini harus sering

dilakukan untuk menghindari kesalahan penggunaan faktor gesekan.

Gambar 6.2. Diagram Moody

Pada umumnya, faktor gesekan merupakan fungsi dari Reynold number, Re

dan kekasaran relatif pipa, ɛ/D. Untuk aliran laminar, f hanya fungsi dari Re:

Re 64 

f ... (6-9)

Untuk aliran turbulen, f merupakan fungsi dari kekasaran pipa dan Re. Pada

nilai Re yang sangat tinggi, f hanya fungsi dari ɛ/D.

6.2.2. Kehilangan Tekanan dalam Pipa Produksi

Persamaan kehilangan tekanan pipa yang digunakan adalah:

dL g

vdv D

g v f

g _{c c}

M 



  



2 sin g dL

dP 2

c

... (6-10)

Keterangan:

 sin g

c

g = kehilangan tekanan karena ketinggian

D g

v f

c M 2

2



dL g

vdv

c



= kehilangan tekanan karena percepatan

P = tekanan, lbf/ft2

L = panjang pipa, ft

g = percepatan gravitasi, ft/sec2

gc = 32.17, ft-lbm/lbf-sec2

ρ

= densitas, lbm/ft3

θ

= sudut yang terbendutk terhadap arah horizontal, derajat fM = faktor gesekan Darcy-Weisbach (Moody)

v

= kecepatan alir, ft/sec

D = diameter dalam pipa, ft

Untuk aliran vertikal dimana θ = 90o _{maka sin 90 = 1 sehingga persamaan}

6-10 menjadi:

dL

6-10 menjadi:

dL

6.2.2.1. Korelasi Aliran Fluida Multifasa dalam Pipa 6.2.2.1.1. Metode Hagedorn & Brown

Usaha yang telah dilakukan oleh Hagedorn & Brown adalah membuat suatu

korelasi perhitungan gradient tekanan yang dapat dipergunakan dalam range laju aliran yang sering dijumpai dalam praktek, range GLR yang luas, dapat dipergunakan untuk setiap ukuran tubing serta berbagai sifat fisik daripada fluida

yang mengalir.

Metode ini memperhitungkan adanya “slip‟, yaitu perbedaan kecepatan

antara gas dan cairan, tetapi tidak memperhitungkan adanya pola aliran. Dasar

penurunan persamaan keseimbangan energi dengan memasukkan semua energi

h

Keterangan :

ρ

m =

ρ

L

H

L

+

ρ

g

(1-H

L

)

HL = liquid hold up factor

ρ

m = total masa oil, water, gas pada 1 bbl cairan (lb/cuft)

HL ditentukan berdasarkan hubungan yang merupakan fungsi GLR, WOR, d

dan sebagainya seperti pada gambar bilangan Reynold untuk dua fasa.

Harga NRe dihitung dengan menggunakan Persamaan :

)

parameter tak berdimensi, yaitu :

1. Liquid Velocity Number, NLv

NLv = 1.938 VSL (

ρ

L/σ)0.25 ... (6-15)

2. Gas Velocity Number, Ngv

Ngv = 1.938 Vsg (

ρ

L/ σ)0.25 _{... (6-16)}

3. Pipa Diameter Number, Nd

Nd = 120.872 d (

ρ

L/ σ)0.5... (6-17)

4. Liquid Viscosity Number, NL

NL = 0.15726

µ

L (1/

ρ

L σ3)0.25 ... (6-18)

Keterangan :

vsL = kecepatan superficial cairan = ft/sec

vsg = kecepatan superficial gas = ft/sec

ρ

L = densitas cairan, lb/cuft

ρ

g = densitas gas, lbm/cuft

σ = tegangan permukaan, dyne/cm

µ

L = viscositas cairan, cp

Untuk menghubungkan keempat faktor parameter tak berdimensi diatas,

makan dapat dibuat sistem hubungan faktor hold-up, seperti pada gambar 6.3.

pengaruh viscositas cairan diperhitungkan dalam bentuk CNL yang ditentukan

berdasarkan hubungan antara CL dan CNL , seperti pada gambar 6.4.

Pendekatan-pendekatan diatas digunakan untuk mengetahui friksi yang

timbul pada aliran dua fasa dalam pipa vertikal, maka dapat pula diketahui selisih

tekanan berapa yang akan memberikan flow rate tertentu. Dengan demikian

produktivitas aliran fluida dua fasa dalam pipa vertikal diketahui.

Gambar 6.3. Korelasi Faktor Hold Up

Gambar 6.4.

Korelasi Faktor Viskositas 6.2.2.1.2. Metode Beggs & Brill

Pola aliran merupakan suatu parameter korelasi dan tidak menyatakan

horizontal. Pola-pola aliran yang dipertimbangkan dalam perhitungan ini, yaitu:

segregated, transisi, intermittent dan distributed. Parameter-parameter yang diperlukan untuk menentukan pola aliran adalah sebagai berikut:

gD

Batasan untuk tiap pola aliran adalah sebagai berikut:

 Pola aliran segregated.

01

 Pola aliran transition.

0

 Pola aliran intermittent.

4

 Pola aliran distributed.

4

terlihat pada tabel VI-1. Kemudian untuk mencari liquid hold-up pada pola aliran

transisi digunakan interpolasi dari liquid hold-up aliran segregated dengan aliran intermittent, dengan persamaan:

HL(transisi) = A HL(segregated) + B HL(intermittent) ... (6-26)

A =

2 3 3

L L

N

L _FR

 

... (6-27)

B = 1 – A ... (6-28)

Tabel VI-1 Konstanta a, b dan c

POLA ALIRAN a b c

Segregated 0,98 0,4846 0,0868

Intermittent 0,845 0,5351 0,0173

Distributed 1,065 0,5824 0,0609

Harga liquid hold-up pada sudut kemiringan tertentu merupakan koreksi dari

harga pada pipa horizontal, yaitu:

 

_L

 

0

L H

H   ... (6-29) Keterangan :

HL(θ) = liquid hold up pada sudut kemiringan sebesar θ

HL (0) = liquid hold up pada pipa alir horizontal Ψ = faktor koreksi terhadap kemiringan pipa alir

= 1 –C(sin(1.8 α) – 0.333 sin3(1.8 α)

θ = sudut kemiringan pipa sebenarnya terhadap bidang horizontal C = (1-λL) ln (d(λL)e (NFR)f (NFR)g

Tabel VI-2.

Konstanta untuk Menghitung Harga C

Pola Aliran d e f g

Segregated 0.011 -3.7680 3.5390 -1.6140

Intermittent 2.965 0.3050 -0.4473 0.0978

Distributed Tidak perlu dikoreksi karena C = 0

Harga C berdasarkan pola aliran :

 Intermittent.

 

_

menggunakan diagram Moody untuk pipa halus, atau dengan menggunakan

persamaan berikut:

n s tp e f

f  . ... (6-36) Harga fnadalah faktor gesekanno slip yang dapat ditentukan dari Moody’s

diagram untuk pipa alir halus (smooth pipe) ataupun dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan :

 

Keterangan :

Kemudian dari persamaan 6-36 dapat dihitung rasio no slip friction factor

dua fasa yang kemudian persamaannya menjadi sebagai berikut:

s

Keterangan :

}

Persamaan (6-40) akan berharga tak terhingga pada interval 1 < y < 1.2 dan

untuk interval y tersebut fungsi S, ditentukan dengan persamaan :



2.2 1.2



ln 

 y

S ...(6-48) Gradien tekanan akibat gesekan menurut Beggs-Brill dapat dihitung dengan

menggunakan persamaan berikut :

d

Korelasi Beggs & Brill Original dilakukan pengembangan yang dikenal

dengan Begss & Brill Revised dengan perubahan:

1. Gelembung pada regim aliran diasumsikan adalah no slip hold up.

2. Friksi yang terjadi pada pipa standar diubah dengan friksi yang terjadi pada

fasa berdasarkan kecepatan aliran rata-rata.

6.2.2.2. Metode Kehilangan Tekanan dalam Pipa Horizontal Persamaan yang digunakan dalam aliran horizontal yaitu:

dL

Komponen ketinggian pada aliran fluida dalam aliran horizontal tidak

digunakan karena tidak ada fluida yang terangkat ke atas. Secara matematis, sin θ

Jika komponen akselerasi diabaikan maka persamaan 6-51 akan menjadi:

d g

v f dL dP

c m m m 2

2 

 ... (6-52)

Salah satu metode dalam perhitungan aliran fluida horizontal yaitu metode

Beggs-Brill. Metode ini memperhitungkan semua range laju alir dan ukuran pipa yang digunakan. Dan metode ini juga dapat digunakan pada aliran horizontal yang

mempunyai sudut tertentu. Korelasi lain yang dapat digunakan dalam perhitungan

aliran fluida horizontal adalah Duckler et al., Eaton et al., Flaningan dan Hybrid

Model.

6.2.2.2.1. Korelasi Beggs and Brill

Metode korelasi Beggs-Brill yang telah dibahas sebelumnya pada sub bab

6.2.2.1.2. dapat diaplikasikan pada perhitungan kehilangan tekanan untuk aliran horizontal. Dengan sudut kemiringan pipa sama dengan 0, tidak ada koeksi yang

diperlukan untuk horizontal holdup, Prediksi pola aliran horizontal ditunjukan pada

gambar 6.5.

6.2.2.2.2. Korelasi Duckler

Studi yang dilakukan Duckler terdiri dari dua bagian, yaitu :

1. Dengan anggapan tidak terjadi slip antara slip dan dianggap homogen

2. Dengan menganggap terjadi slip, tetapi perbandingan antara kecepatan

masing-masing fasa terhadap kecepatan rata-rata adalah konstan.

Korelasi Duckler I :

Duckler I ini dikembangkan berdasarkan anggapan bahwa aliran merupakan

aliran homogen dan tidak terjadi “slip” antar fasa. Hold up cairan tanpa slip, yL didefinisikan sebagai perbandingan antara laju aliran cairan volumetric terhadap laju fluida total volumetric atau sebagai perbandingan antara kecepatan cairan superficial dengan kecepatan superficial total. Korelasi ini merupakan korelasi yang sederhana, dimana tidak diperlukan peta pola aliran seperti perhitungan

tekanan fluida satu fasa.

Hold up aliran tanpa slip, L dihitung dengan persamaan. Sedangkan faktor gesekan

32

Kehilangan tekanan aliran dalam pipa horizontal sebagai akibat gesekan dihitung

dengan persamaan :

d

Keterangan :

Anggap P1 (up stream pressure) dan P2 sebagai (down stream pressure) untuk suatu

jarak x, dimana Pavg adalah tekanan rata-rata.

Pavg =

Sehingga akan didapat kehilangan total akibat gesekan :



a



Korelasi Duckler II :

Korelasi Duckler II ini disebut juga metode slip konstan dan merupakan korelasi yang paling banyak digunakan. Pada metode ini meskipun dengan

anggapan terjasdi slip, tetapi harga no-slip hold up tetap dihitung. Harga no-slip hold up ini digunakan untuk menentukan harga faktor gesekan dan hold up sebenarnya. Persamaan-persamaan yang digunakan adalah sebagai berikut :

tp

Keterangan :

Sementara besarnya kehilangan tekanan akibat gesekan dan akibat

percepatan dapat dihitung dengan persamaan berikut :

d

Sehingga kehilangan tekanan total adalah :

a

Flow Regime Korelasi Beggs-Brill 6.2.3. Analisa Nodal

Sistem sumur produksi yang menghubungkan antara formasi produktif

dengan separator dapat dibagi menjadi 6 komponen, seperti yang ditunjukan

gambar 6.4, yaitu:

b. Komponen komplesi

c. Komponen tubing

d. Komponen pipa salur

e. Komponen restriksi/jepitan

f. Komponen separator

Komponen tersebut berpengaruh terhadap laju produksi sumur yang akan

dihasilkan. Laju produksi yang optimum dapat diperoleh dengan cara

menvariasikan ukuran tubing, pipa salur jepitan dan tekanan kerja separator. Pengaruh kelakuan aliran fluida masing-masing komponen terhadap system sumur

secara keseluruhan akan dianalisa dengan menggunakan analisa system nodal.

Gambar 6.4. Sistem Sumur Produksi 6.2.4. Gathering System

Di lapangan sumur sembur alam dan sumur sembur buatan mengalirkan

fluida dengan laju yang berbeda, demikian juga dengan tekanan tiap-tiap sumur

yang dihubungkan denga satu pipa ke separator.

Klasifikasi dari gathering system adalah

1. Untuk sumur-sumur yang mempunyai kapasitas yang sangat besar, maka

setiap sumur akan mempunyai fasilitas pengukuran dan pemisahan

sendiri-sendiri. Untuk sumur yang mengandung paraffin, maka pemisahan gas akan

menyumbat pipa, untuk itu gas langsung dipisahkan di dekat kepala sumur,

demikian juga untuk sumur-sumur minyak yang jaraknya cukup jauh.

Penggunaan sistem ini secara ekonomi kurang menguntungkan.

2. Well centre gathering system. Pada sistem ini beberapa sumur disatukan dalam satu gathering system dan baru dipisahkan fluidanya.

3. Common line gathering system. Pada sistem ini beberapa sumur produsi disatukan dalam satu flowline dimana produksi minyak, gas dan air diukur

pada interval-interval tertentu oleh portable well tester yang dipasang dekat

well side.

6.2.6. Simulator Pipesim

Sistem jaringan produksi pada lapangan IB dilakukan dengan menggunakan

software komersil yaitu pipesim. Pipesim adalah suatu simu;ator produksi yang dapat digunakan dalam analisa hal-hal sebagai berikut:

a. Analisa pipeline & facilities,

b. Analisa well performance

c. Analisa jaringan (networking)

d. Production optimation

7. DATA YANG DIPERLUKAN

Tabel VII-1.

Data-data Yang Diperlukan Untuk Perencanaan Simulasi Data Produksi dan Reservoir

 Ps dan Pwf

 Pb

 Laju produksi total (Ql)

 Laju produksi minyak (Qo)

 Water Cut (WC)

 GLR, GOR dan WOR formasi

 Temperatur Permukaan

 Temperatur reservoir

 SG oil

 SG gas

 API Gravity

 SG air formasi

 Faktor volume formasi minyak

 Komposisi fluida reservoir

Data Pipa dan Jaringan

 Jenis pipa

 Diameter pipa

 Panjang pipa

 Ukuran choke

Data Komplesi

 Pwh

 Kedalaman Sumur

 ID & OD Tubing

 ID & OD Casing

 Panjang Tubing

 Letak Perforasi (MD & TVD)

8. TIME SHEET

NO DISKRIPSI MINGGU

I II III IV V VI

1

Studi Literatur dan

Lapangan

2 Pengumpulan Data 3 Pengolahan Data

4 Analisa Hasil Skenario

5 Penyusunan Laporan

9. RENCANA DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH

HALAMAN PERSEMBAHAN

KATA PENGANTAR

RINGKASAN

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I. PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

1.2. Rumusan Masalah

1.3. Maksud dan Tujuan

1.4. Batasan Masalah

1.5. Metodologi

1.6. Hasil yang Diharapkan

1.7. Sistematika Penulisan

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN

2.1. Sejarah Dan Letak Geografis Lapangan IB

2.2. Keadaan Geologi Regional

2.3. Perkembangan Produksi

2.4. Data Sumur Produksi dan pipeline Lapangan IB

BAB III. TEORI DASAR

3.1. Aliran Fluida dalam Media Berpori

3.1.1. Productivity Index

3.1.2. Grafik Inflow Performance Relationship (IPR)

3.1.3. Pembuatan Kurva IPR

3.2. Aliran Fluida dalam Pipa

3.2.1. Persamaan Dasar Aliran Fluida dalam Pipa

3.2.2. Kehilangan Tekanan dalam Pipa produksi

3.2.2.1. Korelasi Aliran Fluida Multifasa dalam Pipa

3.2.2.2. Metode Kehilangan Tekanan pada Pipa Horizontal

3.3. Analisa Nodal

3.4. Gathering System

3.5. Simulator Pipesim

3.5.1. Analisa Pipeline & Facilities

3.5.3. Analisa Jaringan (Networking)

3.5.4. Production Optimization

3.5.5. Persiapan Data Lapangan

3.5.5.1. Data Reservoir dan Sumur

3.5.5.2. Data Pipa dan Jaringan

3.5.6. Pembuatan Model pada Pipesim

3.5.6.1. Pemilihan Fluida

3.5.6.2. Pemilihan Korelasi Fluida

3.5.6.3. Pembuatan Model Single Branch

3.5.6.4. Pembuatan Model Network

BAB IV. SKENARIO PRODUKSI LAPANGAN IB DENGAN

MENGGUNAKAN SIMULATOR PIPESIM

4.1. Simulator Pipesim

4.2. Persiapan Data Lapangan

4.2.1. Data Reservoir

4.2.2. Data Sumur

4.2.3. Data Produksi

4.2.4. Data Pipa

4.3. Pembuatan Model (Existing)

4.3.1. Pemilihan Fluida

4.3.2. Pemilihan Korelasi Fluida

4.3.3. Pembuatan Model Single Branch

4.3.4. Pembuatan Model Network

4.4. Pembuatan Skenario Optimasi

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

10. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

Beggs Dale, H., “Production Optimization Using Nodal Analysis”, Oil and Gas

Consultants International, Inc.,Tulsa, 1978.

Economides, M.J., Hill, H.D., Economides, C.E., “Petroleum Production System”,

PTR Prentice Hall, Englewood Clift, New Jersey, 1994.

Anas Puji Santoso, Ir. MT. 1998, “Teknik Produksi I”, Jurusan Teknik

Perminyakan UPN Veteran Yogyakarta.

Sukarno, Pudjo., Leksono M., 1990, “Aliran Fluida Multifasa Dalam Pipa”

Jansen, J. D., Currie, “Modelling and Optimization of Oil and Gas Production”,

Baker Huges INTEQ Training Course, The Netherlands, 2004