Bab 4 Simulasi Kasus dan Penyelesaian Numerik

28

Bab 4 Simulasi Kasus dan Penyelesaian Numerik

Pada bab berikut dibahas tentang simulasi suatu kasus yang bertujuan untuk mencegah terjadinya penyumbatan aliran (bottleneck) serta mencari solusi numerik dari persamaan perubahan tekanan yang dibangun untuk mencegah terjadinya penyumbatan aliran pada suatu jaringan pipa. Sebelum masuk ke simulasi kasus, pertama-tama akan diperkenalkan suatu metoda numerik langkah tunggal yang digunakan untuk mencari solusi dari persamaan differensial yaitu metoda Runge-Kutta orde 4.

4.1

Metoda Runge-Kutta Orde 4 Metoda Runge-Kutta orde 4 merupakan salah satu metoda langkah

tunggal, metoda yang menggunakan informasi dari satu titik sebelumnya untuk menghitung titik berikutnya yaitu secara umum yk dibutuhkan untuk menghitung yk +1 . Metoda Runge-Kutta orde 4 merupakan pengembangan dari metoda deret Taylor orde 4. Pengembangan tersebut bertujuan untuk menghindari perhitungan turunan yang lebih tinggi dengan melakukan beberapa evaluasi fungsi pada tiap langkah. Metoda ini memiliki tingkat ketelitian yang cukup tinggi dibandingkan metoda serupa lainnya seperti metoda Euler, Heun, atau Taylor. Penggunaan metoda Runge-Kutta orde 4 ini dapat mempermudah dalam menyelesaikan model matematika yang berbentuk persamaan differensial karena metoda Runge-Kutta bersifat stabil, akurat, dan mudah diprogram. Diberikan persamaan standar metoda Runge-Kutta orde 4 yaitu yk +1 = yk + w1k1 + w2 k2 + w3 k3 + w4 k4 , dengan

(4.1)

29

k1 = hf ( tk , yk ) , k2 = hf ( tk + a1h, yk + b1k1 ) , k3 = hf ( tk + a2 h, yk + b2 k1 + b3 k2 ) , dan k4 = hf ( tk + a3 h, yk + b4 k1 + b5 k2 + b6 k3 ) .

Persamaan Taylor orde 4 yaitu yk +1 = yk + d1h + j dengan d j = y ( ) ( tk ) , untuk

d 2 h 2 d 3 h3 d 4 h 4 + + , 2! 3! 4!

j = 1,..., 4

(4.2)

pada tiap langkah k = 1,..., M − 1 .

Selanjutnya dengan mencocokkan koefisien uraian Taylor orde 4, (4.2), dengan persamaan (4.1), diperoleh 11 sistem persamaan dengan 13 variabel yang tidak diketahui antara lain b1 = a1 ,

(4.3)

b2 + b3 = a2 ,

(4.4)

b4 + b5 + b6 = a3 ,

(4.5)

w1 + w2 + w3 + w4 = 1 ,

(4.6)

w2 a1 + w3 a2 + w4 a3 =

1 , 2

(4.7)

1 w2 a12 + w3a2 2 + w4 a32 = , 3

(4.8)

1 , 4

(4.9)

w2 a13 + w3a23 + w4 a33 =

1 w3 a1b3 + w4 ( a1b5 + a2b6 ) = , 6 w3 a1a2b3 + w4 a3 ( a1b5 + a2b6 ) = w3 a12b3 + w4 ( a12b5 + a2 2b6 ) = w4 a1b3b6 =

1 . 24

1 , 8

1 , dan 12

(4.10) (4.11) (4.12) (4.13)

30

Agar persamaan-persamaan diatas dapat diselesaikan dan menjadi solusi tunggal, maka dibutuhkan 2 syarat awal yaitu a1 dan b1 , dengan penentuan nilai yang paling bagus dari masing-masing yaitu a1 =

1 dan b2 = 0 . 2

Melalui 2 syarat awal tersebut dapat diperoleh nilai dari variabel-variabel lainnya yaitu a2 =

1 1 1 , a3 = 1 , b1 = , b3 = , b4 = 0 , b5 = 0 , dan b6 = 1 . 2 2 2

Selanjutnya dengan mensubstitusikan nilai variabel diatas ke persamaan (4.1) dan (4.2) diperoleh w1 =

1 1 1 1 , w2 = , w3 = , dan w4 = . 6 3 3 6

Sehingga diperoleh formula iterasi untuk metoda Runge-Kutta orde 4 seperti pada persamaan (4.1) yaitu yk +1 = yk +

h ( f1 + 2 f 2 + 2 f3 + f 4 ) , 6

dengan f1 = f ( tk , yk ) ,

h h ⎞ ⎛ f 2 = f ⎜ tk + , yk + k1 ⎟ , 2 2 ⎠ ⎝ h h ⎞ ⎛ f3 = f ⎜ tk + , yk + k2 ⎟ , dan 2 2 ⎠ ⎝ f 4 = f ( tk + h, yk + hk3 ) .

4.2

Algoritma Metoda Runge-Kutta Orde 4 Gambar 4.1 memperlihatkan algoritma pemrograman metoda Runge-Kutta

orde 4 yang akan digunakan untuk mencari solusi dari persamaan differensial perubahan tekanan di sepanjang pipa alir yaitu

31

Gambar 4.1: Algoritma Pemrograman Metoda Runge-Kutta Orde 4.

4.3

Simulasi Kasus Subbab 4.3 membahas tentang beberapa simulasi kasus tentang kajian

penyumbatan aliran multifasa pada suatu jaringan pipa pada gambar 2.1 (halaman 6). Jaringan pipa tersebut menghubungkan aliran multifasa antara beberapa

32

platform yang dimulai dari beberapa kepala sumur (wellhead) hingga separator.

Jaringan pipa pada gambar 2.1 terdiri dari 4 platform dan masing-masing terdiri dari beberapa kepala sumur, choke, dan 1 header platform. Khusus pada platform 1 dan platform 2, jaringan pipa yang terbentuk tidak berhubungan, namun fluida dari keduanya akan berkumpul di header platform 3. Artinya, fluida yang terkumpul di header platform 3 bersumber dari 3 buah platform yaitu platform 1, 2, dan 3, yang jumlahnya terdiri dari 7 kepala sumur. Kemudian fluida tersebut akan mengalir dan bertemu dengan fluida dari masing-masing kepala sumur yang terletak di platform 4 yaitu di header platform 4. Selanjutnya fluida yang bersumber dari 4 buah platform atau 12 kepala sumur tersebut dialirkan ke separator untuk dipisahkan menjadi fasa gas dan fasa liquid. Gambar 4.2

merupakan diagram skematik jaringan pipa aliran multifasa yang merupakan penyederhanaan dari gambar 2.1.

Gambar 4.2: Diagram Skematik Jaringan Pipa Produksi di Permukaan.

Input data yang diberikan pada kasus ini yaitu ditunjukkan pada tabel 4.14.3, serta tekanan keluaran yaitu tekanan di separator sebesar P = 185 psia . Berdasarkan data lapangan yang diperoleh, diketahui bahwa

33

1. Tiap segmen pipa yang digunakan pada jaringan tersebut bukan merupakan pipa baru, sehingga penggunaan ruang di dalam pipa tidak sepenuhnya atau 100%. Oleh karena itu, pada simulasi kasus ini dilibatkan suatu faktor pengali efisiensi diameter yaitu effd = 0.6. 2. Pada jaringan tersebut terjadi penyederhanaan bentuk jaringan, pipa yang menghubungkan antar bagian hanya berbentuk pipa horizontal saja, sehingga dibutuhkan suatu variabel tambahan yaitu pengali panjang pipa, z* = 1.3.

Platform

Input Data

1

2

3

4

z , ft

8957

8500

9730

30160

d , inch

5.8

5.8

11.8

14.8

θ, °

0

0

0

0

q o , STB/day

644

901

1978

3193

qL , STB/day

2481

2770

9055

16870

API, deg API

35

35

35

33.3

γo

0.84985

0.84985

0.84076

0.85862

γg

0.89

0.839

0.89

0.912

γw

1.005207

1.005898

1.005207

1.005898

450

450

450

450

55

55

60

60

1.14005

1.04

1.346

GOR, SCF/STB T , deg F Bo , bbl/STB

1.22442

μo , cp

1.018

1.096

1.018

1.906

ρ o , lb/ft 3

47.736

50.996

47.059

43.931

σ o , dyne/cm

5.801

5.22

5.682

4.839

34

Bg , ft 3 /SCF

0.00759

0.00677

0.00775

0.00684

μ g , cp

0.017612

0.018008

0.017592

0.018918

ρ g , lb/ft 3

8.957

9.462

8.768

10.183

Bw , bbl/STB

1.03984

1.03951

1.04535

1.04504

μ w , cp

0.257

0.258

0.237

0.238

ρ w , lb/ft 3

60.349

60.409

60.031

60.09

σ w , dyne/cm

48.62

48.09

47.22

46.76

Tabel 4.1: Input Data untuk Platform 1 sampai dengan 4.

Kepala Sumur Input Data

01

02

03

04

05

06

q g , MMScf/day

-

-

0.01

0.03

0.03

-

qO , STB/day

510

134

494

145

262

139

qL , STB/day

560

1921

574

1446

750

3477

GOR, SCF/STB

346

1233

318

1468

597

857

WC, %

9

93

14

90

65

96

Tabel 4.2: Input Data untuk Kepala Sumur 01 sampai dengan 06.

Kepala Sumur Input Data

07

08

09

10

11

12

q g , MMScf/day

-

-

-

-

-

-

qO , STB/day

294

170

38

771

59

176

qL , STB/day

327

1310

1922

2142

1185

1256

GOR, SCF/STB

96

2776

10788

423

9592

2246

WC, %

5

87

98

64

95

86

Tabel 4.3: Input Data untuk Kepala Sumur 07 sampai dengan 12.

35

Pertama akan disimulasikan bahwa pada jaringan pipa alir tersebut diindikasikan terjadi penyumbatan aliran (bottleneck). Suatu aliran dengan debit alir yang tinggi akan memiliki penurunan tekanan antara inlet dan outlet yang tinggi pula. Apabila dengan penurunan tekanan yang tinggi, namun debit alir yang dihasilkan rendah, maka diindikasikan bahwa pada jaringan pipa tersebut terjadi penyumbatan aliran. Dengan menggunakan input data yang diketahui, besar penurunan tekanan di sepanjang pipa alir di setiap platform akan dihitung. Hasil perhitungan numeriknya ditunjukkan pada tabel 4.4.

Tabel Penurunan Tekanan di Sepanjang Pipa Alir (Tekanan di Separator = 185 psia) Penurunan Tekanan Tekanan, Debit Alir, Kepala Sumur - Header Platform, Kepala Sumur psia STBL/day psi 01 618 560 243 02 715 1921 340 03 708 574 353 04 465 1446 110 05 495 750 140 06 705 3477 430 07 583 327 308 08 724 1310 489 09 768 1922 533 10 723 2142 488 11 481 1185 246 12 554 1256 319 Penurunan Tekanan Tekanan, Debit Alir, Header psia STBL/day Platform antar Header Platform, psi 1 375 2481 100 2 355 2770 80 3 275 9055 40 4 235 16870 50 Tabel 4.4: Tabel Nilai Penurunan Tekanan di Sepanjang Pipa Alir.

36

Gambar 4.3: Grafik Perubahan Tekanan di Sepanjang Pipa Alir di Platform 1.


37



38

Berdasarkan hasil perhitungan numerik yang diperoleh yaitu pada tabel 4.4 dan gambar 4.3-4.6, dapat dianalisa bahwa pada setiap pipa yang menghubungkan antara kepala sumur dengan header platform diindikasikan terjadi penyumbatan aliran. Hal tersebut diakibatkan karena besarnya penurunan tekanan antara keduanya, namun debit alirnya kecil. Berbeda dengan pipa yang menghubungkan antar header platform, dengan debit alir yang lebih besar dibandingkan debit alir di tiap kepala sumur, penurunan tekanan yang dihasilkan relatif lebih rendah. Sehingga dapat diindikasikan bahwa pada jaringan pipa tersebut terjadi penyumbatan aliran. Dalam mengatasi permasalahan tersebut, akan dikaji lebih lanjut tentang penentuan besar tekanan di setiap kepala sumur, agar dengan debit alir yang cukup kecil, penurunan tekanan yang dihasilkan tidak terlalu besar. Dengan menggunakan input data yang sama yaitu nilai debit alir dan tekanan di setiap header platform dan separator yang sama, maka akan ditentukan besar tekanan di

setiap kepala sumur dengan tujuan membandingkan besar penurunan tekanan yang terjadi bila tidak terjadi penyumbatan. Melalui perhitungan numerik yang sama seperti pada kajian sebelumnya, diperoleh hasil berupa besar tekanan di kepala sumur yaitu yang ditunjukkan pada tabel 4.5. Tabel Penurunan Tekanan di Sepanjang Pipa Alir (Tekanan di Separator = 185 psia) Penurunan Tekanan antara Debit Kepala Tekanan, Alir, Tekanan Normal, Kepala Sumur -- Header Sumur psia STBL/day Platform, psi psia 01

618

560

375,2859 ≈ 375,3

0,2859

02

715

1921

375,1903 ≈ 375,2

0,1903

03

708

574

355,7885 ≈ 355,8

0,7885

04

465

1446

355,9397 ≈ 355,9

0,9397

05

495

750

355,5698 ≈ 355,6

0,5698

06

705

3477

275,0109 ≈ 275

0,0109

07

583

327

275,0907 ≈ 275,1

0,0907

08

724

1310

235,0009 ≈ 235

0,0009

39

09

768

1922

235,0011 ≈ 235

0,0011

10

723

2142

235,0036 ≈ 235

0,0036

11

481

1185

235,0007 ≈ 235

0,0007

1256 Debit Alir,

235,0009 ≈ 235 Tekanan Normal, psia

0,0009 Penurunan Tekanan antar Header Platform, psi

12 554 Kepala Tekanan, Sumur psia 2

355

2770

355

80

3

275

9055

275

40

4

235

16870

235

50

Tabel 4.5: Tabel Besar Tekanan di Kepala Sumur yang Diperoleh pada Kondisi tanpa Indikasi Terjadinya Penyumbatan Aliran.

Gambar 4.7: Grafik Perubahan Tekanan di Sepanjang Pipa Alir di Platform 1 pada Kondisi tanpa Indikasi Terjadinya Penyumbatan Aliran.

40


41



Berdasarkan hasil numerik yang telah dilakukan, diperoleh nilai tekanan di kepala sumur pada kondisi tanpa indikasi terjadinya penyumbatan aliran (tabel 4.5). Pada hasil tersebut terlihat bahwa dengan debit alir dan panjang pipa yang sama, penurunan tekanan di sepanjang pipa yang menghubungkan antara kepala sumur dengan header platform lebih kecil. Dari tabel 4.5 terlihat bahwa dengan debit alir yang lebih kecil dan panjang pipa yang lebih pendek, penurunan tekanan yang diperoleh relatif lebih kecil juga. Pada gambar 4.7 terlihat bahwa penurunan tekanan antara kepala sumur yang berada di platform 1 dengan header platform 1 lebih kecil dibandingkan pada studi kasus sebelumnya yaitu gambar 4.3. Melalui perbandingan antara kedua gambar tersebut, terlihat jelas bahwa pada saat terjadi penyumbatan,

42

penurunan tekanan yang terjadi sangat tinggi, namun debit alirnya relatif rendah. Hal tersebut juga terjadi pada jaringan pipa di platform- platform lainnya. Selanjutnya agar lebih mendekati dengan kondisi lapangan, maka pada perhitungan numerik berikut akan dilibatkan penggunaan choke yang dipasang di dekat kepala sumur. Penggunaan choke tersebut yaitu mengontrol debit alir yang diinginkan agar dapat sampai di separator. Dengan diasumsikan bahwa setiap aliran multifasa yang melalui choke merupakan aliran kritik dengan rasio tekanan kritik yaitu

p2 = 0.6 . Hasil yang diinginkan berupa nilai tekanan di setiap kepala p1

sumur pada platform. Perhitungan nilai tekanan tersebut menggunakan korelasi Beggs-Brill dan diselesaikan secara numerik menggunakan perhitungan mundur (backward calculation) metoda Runge-Kutta orde 4. Nilai tekanan di setiap kepala sumur dapat dihitung melalui prosedur berikut: 1. Diberikan input data. 2. Hitung nilai debit aliran fluida yang melalui choke, qL * . Pada perhitungan selanjutnya debit alir yang digunakan adalah qL * . 3. Hitung besar tekanan di header platform 4, p4 . 4. Hitung besar tekanan di kepala sumur yang terletak di platform 4 yaitu 08, 09, 10, 11, dan 12 dengan menggunakan rasio tekanan kritik,

pdown = 0.6 . pup

Karena jarak antara header platform 4 dengan choke cukup dekat maka perubahan tekanannya tidak terlalu signifikan, sehingga nilai pdown pada langkah berikut merupakan nilai tekanan di header platform 4, p4 . 5. Hitung besar tekanan di header platform 3, p3 , dengan menggunakan nilai awal yaitu tekanan di header platform 4, p4 . 6. Hitung besar tekanan di kepala sumur 06 dan 07 dengan menggunakan rasio tekanan kritik,

pdown = 0.6 . Karena jarak antara header platform 3 pup

dengan choke cukup dekat maka perubahan tekanannya tidak terlalu

43

signifikan, sehingga nilai pdown pada langkah berikut merupakan nilai tekanan di header platform 3, p3 . 7. Hitung besar tekanan di header platform 2, p2 , dengan menggunakan nilai awal yaitu tekanan di header platform 3, p3 . 8. Hitung besar tekanan di kepala sumur 03, 04, dan 05 dengan menggunakan rasio tekanan kritik dengan asumsi bahwa besar tekanan keluaran dari choke adalah besar tekanan di header platform 2, p2 . 9. Hitung besar tekanan di header platform 1, p1 , dengan menggunakan nilai awal yaitu tekanan di header platform 3, p3 . 10. Hitung besar tekanan di kepala sumur 01 dan 02 dengan menggunakan rasio tekanan kritik, dengan asumsi bahwa besar tekanan keluaran dari choke adalah besar tekanan di header platform 1, p1 .

Data masukan yang telah diberikan kemudian diolah dengan menggunakan persamaan empirik yang telah diberikan pada subbab 3.4, agar diperoleh nilai debit alir liquid yang melalui choke, qL * , di masing-masing kepala sumur dan header platform yaitu ditunjukkan pada tabel 4.6 dan 4.7.

qL *,

Kepala Sumur

X

ρm2

01

0.49425

5.22272

0.00699 550.68509

02

0.79109

3.40405

0.00525 842.09349

03

0.50343

5.13787

0.00681 565.74201

04

0.78572

3.42562

0.00546 812.44014

05

0.65725

4.03808

0.00554 664.91094

06

0.79763

3.37813

0.00484 909.63613

07

0.51572

5.02839

0.00633 836.84981

08

0.81256

3.32042

0.00671 651.86969

09

0.92757

2.93427

0.01284 821.17267

10

0.64666

4.09847

0.00549 878.16779

11

0.91482

2.97260

0.01196 746.79270

CM2

STBL/day

44

12

0.79603

3.38443

0.00631 699.20463

Tabel 4.6: Tabel Nilai Debit Alir Liquid yang Melalui Choke, qL *, di Kepala Sumur.

Header Platform

qL *, STBL/day

1

1392,77858

2

3435,87167

3

5182,35761

4

8979,56509

Tabel 4.7: Tabel Nilai Debit Alir Liquid yang Melalui Choke, qL *, di Header Platform.

Selanjutnya akan dihitung besar tekanan di setiap header platform dan kepala sumur dengan menetapkan tekanan dan debit alir di separator yaitu masing-masing sebesar 8719,56509 STBL/day dan 185 psia . Perhitungan 1: Menghitung Nilai Tekanan di Header Platform 4 dan Kepala Sumur yang Terletak di Platform 4.

Gambar 4.11: Skema Aliran Platform 4 – Separator.

Gambar 4.11 merupakan diagram skematik untuk jaringan pipa yang menghubungkan antara kepala sumur 08-12, header platform 4, dan separator, yang merupakan penyederhanaan dari gambar 4.2. Pertama-tama akan dihitung besar tekanan di header platform 4, p4 , dengan nilai awal yaitu tekanan di separator, P = 185 psia . Kemudian menghitung besar tekanan di setiap kepala

45

sumur yang terletak di platform 4, dengan nilai awal merupakan nilai tekanan di header platform 4, p4 .

Diperoleh besar tekanan di header platform 4 yaitu p4 = 212 psia dan besar tekanan di setiap kepala sumur ditunjukkan oleh nilai pup pada tabel 4.8.

Kepala Sumur 08 09 10 11 12

pdown , psia

pup , psia

212.0003 ≈ 212 212.0001 ≈ 212 212.0007 ≈ 212 212.0001 ≈ 212 212.0003 ≈ 212

353.3338 ≈ 353 353.3335 ≈ 353 353.3345 ≈ 353 353.3335 ≈ 353 353.3338 ≈ 353

Tabel 4.8: Besar Tekanan di Kepala Sumur 08-12, pup .

Perhitungan 2: Menghitung Nilai Tekanan di Header Platform 3 dan Kepala Sumur yang Terletak di Platform 3.

Gambar 4.12: Skema Aliran Platform 3 – Header Platform 4.

Gambar 4.12 merupakan diagram skematik untuk jaringan pipa yang menghubungkan antara kepala sumur 06 dan 07, header platform 3, dan header platform 4, yang merupakan penyederhanaan dari gambar 4.2. Pertama-tama akan

dihitung besar tekanan di header platform 3, p3 , dengan nilai awal yaitu. p4 = 212 psia . Kemudian menghitung besar tekanan di setiap kepala sumur yang

terletak di platform 3, dengan nilai awal p3 .

46

Diperoleh besar tekanan di header platform 3 yaitu p3 = 220 psia dan besar tekanan di setiap kepala sumur ditunjukkan oleh nilai pup pada tabel 4.9. Kepala Sumur 06 07

pdown , psia

pup , psia

220.0083 ≈ 220 220.0595 ≈ 220

366.6805 ≈ 367 366.76583 ≈ 367

Tabel 4.9: Besar Tekanan di Kepala Sumur 06 dan 07, pup .


Gambar 4.13: Skema Aliran Platform 2 – Platform 3.

Gambar 4.13 merupakan diagram skematik untuk jaringan pipa yang menghubungkan antara kepala sumur 03-05, header platform 2, dan header platform 3, yang merupakan penyederhanaan dari gambar 4.2. Pertama-tama akan

dihitung besar tekanan di header platform 2, p2 , dengan nilai awal yaitu p3 = 220 psia . Kemudian menghitung besar tekanan di setiap kepala sumur

yang terletak di platform 2, dengan nilai awal p2 . Diperoleh besar tekanan di header platform 2 yaitu p2 = 326 psia dan besar tekanan di setiap kepala sumur ditunjukkan oleh nilai pup pada tabel 4.10.

47

Kepala Sumur 03 04 05

pdown , psia

pup , psia

327.3894 ≈ 327 326.4042 ≈ 326 326.7334 ≈ 327

545.649 ≈ 546 544.007 ≈ 544 544.55567 ≈ 545

Tabel 4.10: Besar Tekanan di Kepala Sumur 03-05, pup .


Gambar 4.14: Skema Aliran Platform 1 – Platform 3.

Gambar 4.14 merupakan diagram skematik untuk jaringan pipa yang menghubungkan antara kepala sumur 01 dan 02, header platform 1, dan header platform 3, yang merupakan penyederhanaan dari gambar 4.2. Pertama-tama akan

dihitung besar tekanan di header platform 1, p1 , dengan nilai awal yaitu p3 = 220 psia . Kemudian menghitung besar tekanan di setiap kepala sumur

yang terletak di platform 1, dengan nilai awal p1 . Diperoleh besar tekanan di header platform 1 yaitu p1 = 289 psia dan besar tekanan di setiap kepala sumur ditunjukkan oleh nilai pup pada tabel 4.11.

Kepala Sumur

pdown , psia

pup , psia

01

291.021 ≈ 291

485.0353333 ≈ 485

02 289.4289 ≈ 289 482.3815 ≈ 482 Tabel 4.11: Besar Tekanan di Kepala Sumur 01 dan 02, pup .

48

Jadi, secara keseluruhan diperoleh hasil perhitungan numerik yaitu besar tekanan dan debit alir fluida di masing-masing kepala sumur yang melibatkan penggunaan choke seperti yang diperlihatkan pada tabel 4.12.

Header Platform 1 2 3 4

Tekanan, psia Debit Alir, STBL.day 289 1392,7786 326 3435,8717 220 5182,3576 212 8979,5651

Kepala Sumur Tekanan, psia Debit Alir, STBL.day 01 485 550,6851 02 482 842,0935 03 546 565,7420 04 544 812,4401 05 545 664,9109 06 367 909,6361 07 367 836,8498 08 353 651,8697 09 353 821,1727 10 353 878,1678 11 353 746,7927 12 353 699,2046 Tabel 4.12: Tabel Nilai Tekanan dan Debit Alir Fluida yang Melibatkan Penggunaan Choke.

Tabel 4.12 menunjukkan besar tekanan di kepala sumur yang harus diatur agar nilai tekanan dan debit alir yang diinginkan dapat sampai di separator. Penurunan besar tekanan antara masing-masing kepala sumur dengan header platform yang relatif besar merupakan dampak dari penggunaan choke, pdown = 0.6 . Hasil yang diperoleh dapat dipergunakan di lapangan yang sesuai pup

dengan kondisi jaringan pipa yang digunakan sebagai objek simulasi serta dapat mereduksi masalah penyumbatan aliran.

Bab 4 Simulasi Kasus dan Penyelesaian Numerik

Recommend Documents