41 3.1. Pengujian Sumur Panasbumi
Pengukuran dan pengujian sumur dapat dilakukan baik pada waktu pemboran maupun setelah pemboran selesai, yaitu setelah pemboran mencapai kedalaman yang diinginkan atau setelah sumur diproduksikan. Pengukuran yang dilakukan pada waktu pemboran pada umumnya mengukur tekanan dan temperatur apabila sumur-sumur telah diproduksikan, pengukuran dan pengujian yang dilakukan lebih bersifat memantau atau memonitor tingkah laku sumur tersebut, sehingga kemudian dapat diperoleh gambaran mengenai tingkah laku reservoir secara keseluruhan.
Pengukuran dan pengujian sumur merupakan kegiatan yang sangat penting dilakukan untuk mendapatkan data atau informasi seperti zona produksi, jenis fluida produksi, jenis reservoir, tekanan dan temperatur di dalam sumur dan di reservoir, besarnya laju produksi dan entalpi fluida pada berbagai tekanan kepala sumur serta kondisi lubang sumur, casing dan liner.
Setelah pemboran selesai pengujian sumur yang umum dilakukan antara lain uji komplesi, uji panas, uji produksi dan interference test. Namun dalam skripsi ini digunakan Pressure Temperature Spinner (PTS) survey untuk mengetahui zona produksi serta kontribusinya pada reservoir Lapangan Panasbumi Wayang Windu.
3.1.1. Metode Pengujian Sumur Panasbumi 3.1.1.1. Uji Komplesi
Uji komplesi atau completion test adalah pengujian sumur yang dilakukan untuk mengetahui kedalaman zona produksi dan kedalaman pusat-pusat rekahan (feed zone) serta produktifitasnya.
Uji komplesi dilakukan setelah pemboran mencapai target (sesuai dengan kedalaman yang diinginkan) dan slotted liner dipasang di dalam sumur. Tes ini dapat juga dilakukan sebelum slotted liner diturunkan atau pada saat pemboran dihentikan untuk sementara waktu. Cara yang disebutkan terakhir ini akan memperlambat kegiatan Uji komplesi dilakukan dengan menginjeksikan air dingin dengan laju tetap dan mengukur besarnya tekanan dan temperatur di dalam sumur guna mengetahui profil (landaian) tekanan dan temperatur pada waktu dilakukan injeksi. Uji komplesi umumnya dilakukan beberapa kali dengan laju pemompaan yang berbeda-beda. Dengan menganalisa landaian tekanan dan temperatur, lokasi dari zona produksi, pusat-pusat rekahan dan produktifitasnya dapat ditentukan.
Ada dua jenis pengujian yang dilakukan pada waktu uji komplesi, yaitu uji hilang air (water loss test) dan uji permeabilitas total (gross permeability test).
3.1.1.2. Uji Panas
Setelah uji komplesi selesai, penginjeksian air dihentikan dengan mematikan pompa. Sumur relatif dingin setelah uji komplesi. Uji produksi tidak dilakukan pada sumur dingin, karena aliran fluida panas melalui casing yang dingin menyebabkan perubahan temperatur yang terlalu mendadak sehingga dapat merusak casing. Setelah uji komplesi biasanya sumur ditutup selama beberapa waktu agar menjadi panas sebelum sumur tersebut diuji kemampuan produksinya.
Tekanan dan temperatur didalam sumur diukur pada interval-interval waktu tertentu. Pengukuran biasanya dilakukan pada hari ke 1, 2, 4, 7, 14, 28, dan 42 tetapi bila diperlukan landaian temperatur yang lebih rinci maka uji panas dapat diteruskan. Lama waktu pemanasan bervariasi, mulai dari hanya beberapa jam hingga beberapa bulan.
Untuk mendapatkan informasi yang baik, uji panas sebaiknya dilakukan paling sedikitnya satu bulan. Dengan ditutupnya sumur maka sumur menjadi panas dan temperatur meningkat sedangkan gradien tekanan didalam sumur berkurang.
Ada beberapa cara bagaimana panas dapat mencapai sumur, antara lain adalah :
1. Panas merambat dengan cara konduksi melalui formasi sekitarnya
2. Fluida mengalir langsung kedalam sumur pada suatu kedalaman dan keluar pada kedalaman lain (“interzonal flow”)
3. Panas merambat dengan cara konveksi didalam lubang sumur.
Interzonal flow adalah pergerakan air dari satu level ke level lain melalui lubang sumur yang dicirikan oleh pemanasan yang merata dan lebih cepat di suatu bagian sumur dibandingkan dengan bagian lain. Perubahan temperatur didalam sumur relatif lebih cepat apabila batuan disekitarnya mempunyai permeabilitas tinggi karena di batuan yang mempunyai permeabilitas tinggi perpindahan panas secara konveksi relatif besar dibandingkan dengan yang terjadi dibatuan yang mempunyai permeabilitas kecil. Perubahan temperatur didalam sumur relatif lambat apabila batuan disekitarnya berpermeabilitas kecil, sehingga kadang- kadang diperlukan waktu beberapa bulan untuk menjadi panas.
Setelah uji panas selesai, fluida sumur biasanya disemburkan ke permukaan (bleeding) melalui pipa kecil dengan laju aliran sangat kecil, yaitu sekitar 1 kg/detik. Tujuannya adalah untuk memanasi casing sebelum dilakukan uji produksi.
3.1.1.3. Uji Produksi
Uji produksi (biasa disebut discharge atau output test) dilakukan untuk mengetahui :
1. Jenis fluida reservoir dan fluida produksi.
2. Kemampuan produksi sumur, yaitu besarnya laju produksi dan enthalpy fluida pada berbagai tekanan kepala sumur.
3. Karakteristik fluida dan kandungan gas.
Data tersebut diatas sangat diperlukan untuk menentukan pada tekanan kepala sumur beberapa sumur sebaiknya dioperasikan. Data laju aliran masa enthalpy fluida akan sangat berguna untuk menghitung potensi sumur pada berbagai tekanan kepala sumur. Salah satu hasil uji produksi adalah kurva
produksi (output curve), yaitu kurva yang menggambarkan kemampuan produksi sumur dalam bentuk gambar, yaitu berupa hubungan antara laju alir masa total, laju alir masa uap, enthalpy dan fraksi uap atau dryness.
Ada beberapa metoda uji produksi yang umum dipakai, yaitu : 1. Metoda pengukuran satu fasa
2. Metoda kalorimeter
3. Metoda lip pressure (sembur tegak dan sembur datar) 4. Metoda separator
3.2. Pressure Temperature Spinner (PTS) Survey
Pressure Temperature Spinner (PTS) merupakan alat survey tekanan dan temperatur yang dipararelkan dengan spinner, yang dimana spinner itu sendiri mengidentifikasikan secara langsung laju alir di sepanjang lubang bor. Aplikasi PTS survey pada sumur panas bumi adalah pengembangan dari aplikasi PTS survey untuk sumur-sumur minyak bumi. Tingginya temperatur dalam sumur panasbumi serta kandungan mineral yang terdapat di dalam fluida dalam lubang bor menuntut peralatan spinner survey yang khusus dibanding dengan spinner konvensional yang biasa dipergunakan untuk sumur minyak.
Hasil pengukuran PTS survey yang berupa angka dan grafik dapat digunakan untuk memprediksi zona produktif reservoir, perubahan dari kurva spinner menandakan adanya inflow atau outflow di dalam zona reservoir.
PTS survey termasuk ke dalam uji komplesi yang dapat dilakukan pada tiga keadaan, yaitu pada saat produksi, injeksi dan shut-in, yang mana mampu memperlihatkan keadaan sumur saat itu juga. Data-data yang direkam di dalam lubang yaitu tekanan, temperatur dan cable velocity baik saat produksi maupun injeksi serta kecepatan impeller.
3.2.1. Tujuan Pressure Temperatur Spinner (PTS) Survey
PTS survey merupakan salah satu dari sekian banyak aktivitas pengawasan sumur yang rutin dilakukan pada sumur panasbumi yang secara garis besar memiliki tujuan untuk mendeskripsikan aliran di sepanjang lubang sumur. Pada
prinsipnya banyak informasi berharga yang dapat diperoleh baik yang bersifat kualitatif yaitu identifikasi adanya cooling effect, interzonal flow maupun yang bersifat kuantitatif yakni lokasi feed zone, enthalpy, kontribusi massa hingga injectivity/ productivity index tiap-tiap feed zone.
Zona produktif atau zona yang berpermeabilitas besar dapat diidentifikasi dengan menganalisa dan menginterpretasi dengan tepat data hasil dari PTS survey yang berupa grafik pressure, temperature, kecepatana spinner, fluid velocity serta melihat dari wellbore desainnya. Setelah semuanya itu didapatkan, feed zone utama dan feed zone lainnya dapat ditentukan dengan menghitung kontribusinya.
3.2.2. Alat Pressure Temperatur Spinner (PTS) Survey
Rangkaian alat Pressure Temperature Spinner (PTS) survey secara garis besar tersusun atas cable head, sinker bar, serta PTS tool. Skema dan komponen dalam dari alat PTS survey dapat dilihat pada Gambar 3.1.
Gambar 3.1
Bagan Alat Pressure Temperatur Spinner (PTS)8)
Sinker bar berfungsi sebagai pemberat alat PTS survey agar alat tersebut tetap stabil saat terdorong aliran dari bawah sumur. Pressure Port merupakan alat yang berfungsi untuk menghitung besarnya tekanan di dalam lubang sumur, sedangkan Temperature Sensor sebagai alat penghitung temperatur di dalam lubang sumur.
Spinner yang digunakan dalam alat PTS survey termasuk kedalam jenis Continous Spinner Flowmeter (CFS) yang memiliki sebuang baling-baling (impeller) yang berputar akibat aliran fluida. Impeller tersebut berguna untuk membangkitkan pulsa elektrik yang akan ditransmisikan ke peralatan permukaan melalui wireline. Dari data pulsa elektrik tersebut dapat diketahui harga Revolutions Per Second (RPS) dari impeller tersebut. Peralatan ini dapat melakukan pengukuran pada kondisi wireline bergerak searah atau berlawanan dengan arah aliran fluida.
Gambar 3.2
Bagian Impeller Pada Alat PTS8)
Penggunaan spinner bertujuan untuk mengetahui kecepatan alir fluida.
Data yang diperoleh adalah RPS sehingga perlu dibuat sebuah hubungan antara RPS dengan kecepatan alir fluida, hubungan ini disebut dengan kurva respon.
Gambar 3.3 menunjukkan sebuah kurva respon dimana RPS pada sumbu vertikal dan kecepatan alir fluida ditunjukkan oleh sumbu horizontal. Pada gambar
tersebut terdapat variabel VT atau threshold velocity. Harga variabel ini merupakan batas yang diperlukan untuk memutar impeller, oleh karena itu pada saat fluida lebih besar dari VT, maka harga RPS akan naik secara linier terhadap kecepatan fluida.
Terdapat beberapa hal yang perlu diperhatikan berkaitan dengan kurva respon seperti yang akan disebutkan berikut ini. Pertama, kurva respon dihasilkan pada kondisi yang dibuat ideal, terutama pada kecepatan alir fluida rendah.
Kedua, kurva respon dihasilkan dengan kondisi alat tidak bergerak di dalam fluida yang bergerak. Ketiga, kemiringan kurva respon tergantung pada diameter pipa dan dipengaruhi oleh viskositas fluida. Terakhir, harga VT bervariasi yang berkaitan dengan penyesuaian pada poros batang impeller, viskositas dan densitas fluida yang bergerak.
Gambar 3.3
Kurva Respon Alat Tidak Bergerak Dalam Fluida Yang Bergerak8)
Kurva respon dapat juga dibuat berdasarkan data permukaan dan dapat diaplikasikan secara umum untuk semua survey Continous Spinner. Tetapi kurva respon yang paling akurat didapat dengan terlebih dahulu mengkalibrasi alat dalam lingkungan bawah permukaan (lubang sumur) dimana terdapat pengaruh diameter, viskositas dan sebagainya.
3.2.3. Profil Kecepatan Dalam Sumur
Bila ditemui kasus dimana kecepatan fluida ditengah-tengah pipa, kecepatan maksimum (Vf) lebih besar dari kecepatan fluida di bagian pipa yang lain maka aliran tersebut cenderung merupakan aliran laminer dibanding menjadi aliran turbulen. Profil kecepatan untuk aliran laminar dan turbulen dapat dilihat pada Gambar 3.4.
Gambar 3.4 Profil Kecepatan Aliran9)
Kecepatan rata-rata dalam pipa tersebut sekitar 0.83 kali kecepatan di titik tengah pipa (Vf). Angka 0.83 ini biasa juga disebut dengan Cv dimana Cv dapat dihitung dengan cara sebagai berikut :
V
⁄ ………...……….……(3-1)
Continous Spinner biasanya dioperasikan dengan menggunakan centralizer, oleh karena itu harga kecepatan yang diperoleh dari kurva respon adalah hasil pengukuran kecepatan maksimum (Vf). Jika harga kecepatan tersebut (yang diukur oleh spinner) digunakan untuk menghitung laju alir volumetrik maka faktor koreksi 0,83 perlu dimasukkan sebelum proses penghitungan laju alir volumetrik dilakukan. Angka 0,83 adalah harga yang khusus berbeda dengan faktor koreksi terhadap Reynold’s Number yang bervariasi untuk tiap harga tertentu.
Pengalaman menunjukkan bahwa Continous Spinner mengukur kecepatan fluida dengan sangat baik pada fluida satu fasa dan aliran turbulen. Oleh karena itu Continous Spinner sangat berguna untuk sumur injeksi dan banyak sumur produksi yang kondisi alirannya satu fasa serta turbulen. Berkaitan dengan masalah turbulensi Reynold’s Number merupakan indeks yang banyak digunakan untuk mempredisksi apakah terjadi aliran turbulen atau tidak.
̅ ...(3-2)
Reynold’s Number adalah bilangan yang tidak berdimensi sehingga dapat menggunakan serangkaian satuan yang konsisten. Biasanya ρ dan µ dinyatakan dalam gram per cubic centimeter dan poise, oleh karena itu dibutuhkan konsistensi pada harga d untuk dinyatakan dalam centimeter begitu juga dengan kecepatan rata-rata dinyatakan dalam centimeter per second. Seringkali µ dinyatakan dalam centipoise namun perlu diperhatikan bahwa harga µ yang digunakan dalam persamaan (3-2) dinyatakan dalam poise, bukan dalam centipoise.
Sebelum menghitung harga NRe terlebih dahulu perlu dihitung harga V . Biasanya laju alir dinyatakan dalam satuan barrels per day, persamaan berikut ini dapat digunakan untuk mengkonversi laju alir menjadi kecepatan rata-rata.
̅ ( ) ...(3-3)
Aliran dikatakan laminar bila harga NRe adalah lebih kecil atau sama dengan 2000 dan turbulen bila harga NRe lebih besar atau sama dengan 3000.
Untuk harga antara 2000 sampai 3000 apakah laminar atau turbulen tergantung pada keadaan atau tingkat dimana fluida tersebut tidak terganggu. Perlu diingat bahwa kurva respon valid penggunaannya untuk aliran yang turbulen.
3.2.4. Mode Operasional Pressure Temperature Spinner (PTS) Survey
Tujuan Pressure Temperature Spinner (PTS) Survey dilakukan baik pada keadaan injeksi maupun produksi untuk mencocokkan data-data dari geologist serta data-data pemborannya sehingga menghasilkan data yang benar-benar akurat, sehingga kedua survey tersebut perlu dilakukan.
3.2.4.1. Pressure Temperature Spinner (PTS) Survey Pada Keadaan Injeksi Dilakukannya PTS survey pada keadaan injeksi agar kita dapat mengetahui lebih cepat perkiraan besarnya produksi sumur yang telah dibor dari hasil perhitungan injectivity index tanpa menunggu hasil dari PTS survey saat keadaan produksi, sehingga dapat diketahui sumur tersebut bagus atau tidak untuk diproduksikan. Selain itu, PTS survey mode injeksi ini juga berfungsi mengkonfirmasikan data-data yang diberikan oleh geologist dimana letak-letak permeable zone dan membantu untuk target sumur berikutnya.
Pada keadaan injeksi ini, semakin kecil laju injeksi yang digunakan maka lokasi feed zone akan semakin terlihat. Data-data yang terbaca di PTS survey saat injeksi ini belum tentu terbaca pada survey saat produksi, sehingga perlu dilakukannya PTS survey pada keadaan produksi.
3.2.4.2. Pressure Temperature Spinner (PTS) Survey Pada Keadaan Produksi PTS survey dilakukan saat produksi untuk kembali mengkonfirmasi data- data geologist, pemboran serta PTS survey saat injeksi sehingga nantinya dapat diambil kesimpulan dimana saja letak-letak feed zone beserta seberapa besar
kontribusinya dari hasil perhitungan productivity index. Hasil pembacaan grafik yang menunjukkan perkiraan lokasi feed zone pada PTS mode produksi pasti terbaca pada grafik hasil PTS survey mode injeksi, namun tidak sebaliknya yaitu lokasi feed zone yang terbaca di grafik hasil PTS survey mode injeksi belum tentu terbaca pada grafik PTS survey saat produksi.
3.2.5. Persentasi Hasil Kalibrasi di Lubang Sumur
Terdapat tiga metode dasar untuk menunjukkan hasil survey CSF atau kalibrasi alat CSF dalam kondisi lingkungan lubang sumur dan akan dijelaskan satu per satu berikut ini.
3.2.5.1. Metode Kalibrasi
Metode ini menyatakan laju alir dalam persentase terhadap total laju alir.
Terdapat beberapa variasi dari pola dasar ini.
1. Variasi Pertama :
Laju alir di lubang sumur dinyatakan sebagai variabel dari 0%
sampai 100%, namun tidak dinyatakan dalam harga B/D untuk masing- masing laju alir.
2. Variasi Kedua :
Harga 100% flow diketahui dalam barrels per day di permukaan oleh karena itu persentase total laju alir berdasarkan survey di lubang sumur dikonversi menjadi harga B/D untuk kondisi permukaan.
3. Variasi Ketiga :
Harga 100% flow diketahui dalam barrels per day pada kondisi lubang sumur oleh karena itu persentase total laju alir berdasarkan survey di lubang sumur dikonversi menjadi harga B/D untuk kondisi lubang sumur.
Untuk variasi kedua dan ketiga, laju alir total harus diketahui tanpa bergantung pada survey. Untuk kedua hal ini keakuratannya tidak lebih baik dibanding dengan laju alir yang dinyatakan dalam barrels per day.
Harga RPS pada 100% flow dicatat dengan menggerakkan alat CSF melewati seluruh interval yang akan disurvey. Sementara itu harga RPS pada 0%
flow dicatat dengan menggerakkan alat CSF dengan kecepatan yang sama pada sebuah kolom fluida yang diam. Bila tidak terdapat kolom fluida yang diam, maka sebaiknya sumur tersebut ditutup terlebih dahulu hingga tidak terdapat aliran lalu dilakukan pencatatan harga RPS. Untuk mengkonversi harga RPS ke dalam persentase laju alir total, persamaan berikut ini dapat digunakan :
( ) (0)
( ) 100
(100) (0)
RPS M RPS
PTF M x
RPS RPS
... (3-4) Persamaan diatas menghitung PTF(0) = 0 ketika RPS(M) diatur sama dengan RPS(0). Demikian juga persamaan menghitung PTF(100) = 100 adalah ketika RPS(M) dibuat sama dengan RPS(100).
Penggunaan persamaan (3-4) akan menghasilkan harga persentase laju alir total. Jika harga B/D yang bersesuaian dengan 100% flow diketahui, maka harga B/D yang bersesuaian dengan persentase yang dicari dapat diketahui dengan membagi persentase tersebut dengan 100 dan fraksi yang dihasilkan dikalikan dengan barrels per day pada 100% flow.
Metode ini secara tak langsung menganggap bahwa inside diameter pipa adalah konstan untuk semua interval vertikal dimana survey aliran dilakukan. Jika diameter tersebut bervariasi dengan signifikan maka persentase yang didapat dari pengukuran harga RPS dengan menggunakan persamaan (3-4) akan salah.
Hal lain yang perlu diperhatikan adalah bahwa metode ini mengasumsikan bahwa viskositas fluida adalah konstan sepanjang interval vertikal survey. Namun ini dapat dibenarkan untuk sumur-sumur injeksi dan sumur yang memproduksi fluida satu fasa dari sebuah reservoir saja, jika terdapat lebih dari satu reservoir maka asumsi viskositas adalah konstan tidak dapat digunakan. Untuk diameter yang berbeda perlu dilakukan langkah berikut ini.
Kompensasi Untuk Diameter yang Berbeda
Persamaan berikut ini mengganti metode untuk inside diameter pipa yang berbeda :
2 2
1
( ) (0)
( ) 100
(100) (0)
D
RPS M RPS
PTF M x x
RPS RPS D
... (3-5)
Contoh
Perhatikan Gambar 3.5. hitung laju alir alir air ke zona A setelah treatment dengan menggunakan persamaan 3-4 :
Gambar 3.5
Survey CSF Pada Sumur Injeksi Air Sebelum Dan Sesudah Treatment
Di station 1
( ) 33 5 100 PTF M 33 5 x
= 100%
Di station 2
( ) 23 5 100 PTF M 33 5 x
= 64.3%
Jadi laju alir di zona A adalah 100% - 64.3% = 35.7% (dari laju alir total).
Bila laju alir untuk 100% flow adalah 23,000 B/D maka laju alir untuk zona A adalah :
35.7 23000 100
x = 8211 B/D
3.3. Wellbore Simulation
Wellbore simulation adalah simulasi reservoir yang dapat digunakan untuk mengetahui :
Kemampuan produksi sumur masing – masing secara aktual.
Perubahan karakteristik dan produktifitas sumur pada beberapa kondisi yang diinginkan.
Pengembangan lapangan ke depannya.
Sedangkan tujuan dari dilakukannya simulasi dengan menggunakan Wellbore simulation adalah :
Untuk mengetahui karakteristik sumur – sumur produksi pada beberapa Tekanan Kepala Sumur (TKS) operasional melalui output curve.
Untuk mengetahui kemampuan produksi maksimum, optimum dan minimum (bleeding) sumur – sumur produksi.
Untuk pemodelan sumur bila dilakukan penggantian ukuran diameter casing produksi untuk membantu dalam targeting sumur – sumur pengembangan,
Sebagai baseline dalam perencanaan pengembangan lapangan.
3.3.1. Metode Menggunakan Wellbore Simulation
1. Pengumpulan data – data yang meliputi data pengukuran tekanan dan temperatur dan Pressure Temperatur Spinner (PTS) statik maupun flowing, data feedzone dan well completion test dan data monitoring geokimia gas seperti CO2 dan H2S dari sumur produksi.
2. Pemilihan data – data yang akan digunakan dalam pemodelan dan juga data – data pendukung dari hasil pemodelan.
3. Pembuatan model uji produksi berupa discharge model dan output curve model berdasarkan pada input data pemboran, data uji produksi, data tekanan dan temperatur statik dan feedzone dengan wellbore simulation.
4. Menyesuaikan dengan data – data input dan hasilnya dengan data – data pendukung.
5. Pembuatan model aktual dari sumur – sumur produksi berupa discharge model dan output curve model berdasarkan pada input data monitoring geokimia gas seperti CO2 dan H2S, data tekanan dan temperatur statik dan feedzone dengan wellbore simulation.
6. Menganalisa hasil modeling sumur untuk ditindak lanjuti pada tekanan kepala sumur berapa sumur diproduksikan.
Untuk lebih jelasnya tentang gambaran metode yang digunakan dalam wellbore simuation dapat dilihat pada Gambar 3.6.
Gambar 3.6.
Metode Wellbore Simulation
3.3.2. Langkah – Langkah Penggunaan Wellbore Simulation
1. Membuat data fisik sumur terlebih dahulu dengan menginput kedalaman sumur dan ukuran casing.
2. Membuat discharge simulation dengan menginput data fisik sumur yang telah dibuat, mass flowrate, tipe fluida, tekanan, enthalpy dan kandungan CO2 dan NaCl jika ada. Seperti yang diperlihatkan Gambar 3.7.
Gambar 3.7.
Input Dan Hasil Discharge Simulation Dari Data Aktual10)
3. Kemudian membuat output curve simulation berdasarkan profil discharge yang didapat dan menginput data tekanan reservoir, minimum flowrate, maximum flowrate dan number of mass flows.
Seperti yang diperlihatkan Gambar 3.8.
Gambar 3.8.
Hasil Output Simulation Data Aktual10)
