PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA TUGAS AKHIR. Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA

TUGAS AKHIR

Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM 12204066

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA

TUGAS AKHIR

Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM 12204066

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh, Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal………………………………..

________________________________ (Ir. Leksono Mucharam, M.Sc, Ph.D)

PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA Effect of Alteration in Surface’s Systems to the Fluid’s Flow Quantities in Liquid Piping Network Oleh: Khairul Anwar * Sari Lapangan Minyak X telah berproduksi selama 25 tahun. Kini lapangan ini berproduksi sebesar 197350 BFPD dengan water-cut lebih dari 95%. Biasanya, pada reservoir lapangan minyak tua yang sedang atau telah melakukan secondary recovery, peningkatan kapasitas laju alir minyak sulit dicapai karena harus melakukan EOR (Enhanced Oil Recovery) yang tentu saja selain biayanya mahal juga seringkali gagal dalam implementasinya. Perbaikan pada sistem di permukaan menjadi salah satu alternatif untuk meningkatkan laju alir minyak. Masalah yang biasa terjadi pada sistem di permukaan adalah adanya hambatan aliran atau yang biasa disebut sebagai bottlenecking. Bottlenecking terjadi akibat ukuran pipa yang kecil sehingga menyebabkan pressure drop dan pressure gradient pada segmen pipa tersebut tinggi. Selain itu, perbedaan tekanan reservoir antara satu sumur dengan sumur lainnya yang menjadi penghambat untuk sumur berproduksi secara maksimal adalah juga sebagai penyebab bottlenecking. Paper ini menjelaskan bagaimana rekayasa-rekayasa pada sistem di permukaan dilakukan dengan tujuan untuk meningkatkan laju alir minyak. Untuk itu, dibuat suatu model jaringan pipa yang menyerupai kondisi nyata. Dari hasil running model tersebut diidentifikasi segmen pipa mana yang memiliki pressure drop dan pressure gradient yang besar. Kemudian dilakukan perubahan-perubahan yaitu penutupan sejumlah sumur, penggantian segmen pipa dengan pipa baru yang ukurannya lebih besar, pemasangan pipa paralel, dan pembuatan jalur pipa baru. Pada akhirnya, dilakukan penyeleksian solusi mana yang terbaik dan dapat dilakukan di lapangan. Kata kunci: Laju alir, pressure drop, pressure gradient, pipa, source Abstract Oil field X has been producing for over 25 years. Currently, this field produces 197350 BFPD with more than 95% of water cut. Typically, it is complicated for an old oil field to increase its oil rates due to highly cost in conducting enhanced oil recovery (EOR) and its low possibility of success. Therefore, the changes in surface’s system should be an alternative way to increase oil rate. One of the main problems in surface is flow obstacles or commonly called bottlenecking. Bottlenecking is caused by high pressure drop on certain pipe segment due to low pipe’s size. Beside, the different between wells in reservoir pressure must be one factor that occurrence of bottlenecking. This paper describes how the changes in surface’s system have been done in order to increase oil rate. Then, a model has been made referenced to field conditions. From the running of model, we could identify which were pipe segments have to be considered as bottlenecking. Then we fixed it by shutting down selected wells, changing old pipe by the new bigger diameter one, installing parallel pipe next to bottlenecked pipes, or shifting the path of fluid flow to new pipeline. Eventually, we calculated the economical aspect of each solution for selecting the best one. Keywords: Flow rate, pressure drop, pressure gradient, pipe, source *Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

I. PENDAHULUAN Belakangan ini, produksi minyak Indonesia tidak mengalami penambahan yang berarti karena lapangan-lapangan di Indonesia kebanyakan sudah berumur tua. Kalaupun dilakukan usaha untuk

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

meningkatkan produksi minyak, hasilnya tidak terlalu besar terhadap jumlah total karena yang dilakukan adalah tertiary recovery dengan metode EOR. Sebelum diproduksikannya lapangan minyak baru, kita tidak dapat berharap banyak terhadap usaha yang kita lakukan untuk menambah produksi

1

minyak nasional. Akan tetapi, usaha peningkatan produksi ini mutlak dibutuhkan sehubungan dari tahun ke tahun terjadi peningkatan permintaan terhadap minyak. Apalagi, saat ini Indonesia telah menjadi net importer oil. Lapangan minyak X merupakan lapangan tua yang memiliki sumur produksi sebanyak 149 buah. Besarnya water-cut yang dimiliki lapangan ini tidak menjadi halangan untuk dilakukannya usaha peningkatan produksi. Kita dapat membagi area permasalahan pada lapangan minyak menjadi dua, yaitu surface dan subsurface. Area subsurface memiliki keunikan tersendiri karena kita tidak dapat melihat langsung objek permasalahan. Kondisi tersebut menjadi tantangan tersendiri dalam pengambilan keputusan mengenai apa yang harus dilakukan. Area surface tidak kalah pentingnya dalam proses pengambilan minyak. Desain yang tidak sesuai akan berdampak pada tidak optimalnya produksi dari sumur-sumur yang ada. Pada paper ini dilakukan optimasi pada jaringan-jaringan di permukaan dengan tujuan untuk meningkatkan produksi minyak. Untuk mengidentifikasi masalah aliran fluida yang terjadi di permukaan, kita memerlukan sebuah model. Model ini akan dibangun dengan bantuan software Pipesim2000TM. Model ini memerlukan input utama yaitu data pipa dan laju alir. Pada model ini, kumpulan sumur pada suatu cluster dimodelkan sebagai source. Meskipun pada pengerjaannya penulis tidak mendapatkan data detail mengenai kondisi sumur dan reservoir, hal itu dapat diatasi dengan pendekatan yang dilakukan yang tentunya dapat dipertanggungjawabkan.

II. TUJUAN PENELITIAN Studi ini membahas permasalahan aliran fluida dari source (kumpulan sumur dalam satu cluster) sampai stasiun pengumpul (gathering station). Sejak model fluida yang diteliti adalah minyak ringan dengan kandungan gas yang rendah (100 scf/stb), maka permasalahan yang terjadi adalah seputar penyumbatan pada segmen pipa yang diindikasikan oleh tingginya pressure drop dan pressure gradient pada pipa tersebut. Optimasi yang dilakukan dengan barbagai perubahan dimaksudkan untuk memperkecil tekanan alir yang dibutuhkan fluida dari kepala sumur sampai stasiun pengumpul sehingga terjadi peningkatan laju alir fluida pada sumur yang dalam studi ini dimodelkan oleh source. Peningkatan laju alir fluida yang diperlihatkan oleh simulasi mengindikasikan seberapa berpengaruhnya perubahan yang dilakukan.

2

Perubahan-perubahan tersebut akan diseleksi berdasarkan aspek keekonomian. Perhitungan ekonomi dilakukan secara sederhana dengan hanya mempertimbangkan pengeluaran biaya yang utama, tetapi cukup kuat untuk dijadikan bahan pengambilan keputusan.

III. INTI PENELITIAN Bab ini akan membahas bagaimana penelitian dilakukan dari awal pengolahan data sampai terakhir pemilihan parameter perubahan untuk optimasi. Penelitian ini dibagi menjadi lima bagian, yaitu: Tahap 1: Pengumpulan data Pada studi ini, ada dua data utama, yaitu jaringan pipa dan laju alir liquid. Jaringan pipa di permukaan yang dimodelkan oleh Gambar A2 pada bagian Lampiran, sedangkan posisi source (kumpulan sumur) yang berjumlah 19 buah dimodelkan seperti pada Gambar A1. Pipa bercabang ke arah utara dan selatan. Jarak paling jauh area utara yaitu 35.95 KM, area selatan 30.8 KM, dan percabangan berada pada jarak 25.55 KM. Pipa utama mempunyai ukuran 24 inch dilanjutkan ukuran yang lebih kecil setelah melewati percabangan. Data lengkap pipa diperlihatkan pada Tabel B1 di bagian Lampiran. Untuk setiap kasus yang dilakukan, tekanan di stasiun pengumpul (GS) selalu disetel pada 39.7 psi. Kemudian model akan dibagi ke dalam 3 area, yaitu barat, utara, dan selatan. Pembagian ini berdasarkan perbedaan tekanan reservoir masing-masing area. Data kedua adalah laju alir liquid masing-masing source. Source berjumlah 19 buah merupakan kumpulan dari dua atau lebih sumur. Data lengkap mengenai source dan jumlah sumurnya diperlihatkan pada Tabel B2 di bagian Lampiran. Jumlah total laju alir liquid adalah 197350 bbl/d dengan water-cut sebesar 95.28%. Semenjak fluida utama adalah minyak dengan API 37o dan GOR 100 scf/stb, produksi gas sangat kecil. Data lengkap mengenai karakteristik fluida diperlihatkan pada Tabel B3 di bagian Lampiran. Tahap 2: Running model dan matching model dengan kondisi lapangan Dalam studi ini ada dua tahapan matching, yaitu pertama matching tekanan alir fluida di sejumlah titik di sepanjang pipa, kedua matching sejarah laju alir sumur. Matching yang kedua dibutuhkan karena tidak tersedianya data reservoir dari sumursumur yang digunakan untuk memperkirakan kenaikan laju alir liquid. Dengan mengetahui tekanan reservoir rata-rata sumur di masing-masing

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

area maka kekurangan ini dapat diatasi. Area utara mempunyai tekanan reservoir rata-rata sebesar 700 psi, area selatan 730 psi, dan area barat 680 psi. Kemudian source akan diperlakukan seolah-olah seperti sumur kemudian kita melakukan trial and error terhadap indeks produktivitas (PI) sumur tersebut sehingga laju alir yang dihasilkan sama dengan data laju alir liquid yang kita punya. Pada matching pertama, hasil running menunjukkan tekanan simulasi lebih besar daripada tekanan aktual. Oleh karena itu, parameter yang dirubah yaitu elevasi dari masing-masing segmen pipa. Sejak awal data pipa yang diperoleh tidak disertai rincian topografi tempat pipa itu diletakkan sehingga penulis sangat yakin ketidaksamaan hasil matching disebabkan oleh faktor satu ini. Hasil matching diperlihatkan pada Tabel B4 dan Tabel B5 di bagian Lampiran. Kemudian Tabel B6 menunjukkan hasil matching tahap kedua yang diwakili dalam bentuk persamaan. Tahap 3: Menutup sumur-sumur bermasalah Sumur-sumur pada Lapangan X ini ternyata sebagian bermasalah seperti beberapa sumur mempunyai water-cut tinggi. Oleh karena itu, pada tahap ini kita menutup sumur-sumur yang bersangkutan. Ada 4 tipe percobaan yang dilakukan, yaitu: • Percobaan 1: menutup sumur-sumur dengan water-cut 100%. • Percobaan 2: menutup sumur-sumur dengan water-cut 99% dan Qo < 23 bbl/d. • Percobaan 3: menutup sumur-sumur dengan water-cut 98%. • Percobaan 4: menutup sumur-sumur dengan water-cut 98% dan Qo < 23 bbl/d. Hasil percobaan-percobaan di atas ditampilkan dalam Tabel 1 di bawah ini.

Tabel 1. Penambahan laju alir akibat dari penutupan beberapa sumur

Base Case Percobaan 1 Percobaan 2 Percobaan 3 Percobaan 4

Loss Gain Loss Gain Loss Gain Loss Gain

Ql (bbl/d) 197350 10127 6714.5 21621 8817 39726 13509 48729 16014

Ql (%) 5.1 3.4 11 4.5 20.1 6.9 24.7 8.1

Qo (bbl/d) 9323 0 333 112 463 292 753 409 923

Qo (%) 0 3.6 1.2 5 3.1 8.1 4.4 9.9

Dari Percobaan 1 ke Percobaan 4 laju alir liquid yang dihilangkan semakin besar dan semakin besar juga laju alir liquid yang didapat. Pernyataan ini

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

dikonfirmasi oleh tekanan alir fluida di node yang menurun yang diperlihatkan pada Gambar A3 di bagian lampiran. Kemudian Percobaan 3 dipilih sebagai base case baru karena penambahan laju alir minyaknya yang paling baik. Laju alir minyaknya bertambah sebesar 461 bbl/d, dari 9323 bbl/d menjadi 9784 bbl/d. Konsekuensinya, model perlu dilakukan matching kenaikan laju alir liquid kembali. Cara yang digunakan sama dengan matching sebelumnya hanya saja kali ini hanya dilakukan pada beberapa source yang sumurnya ditutup sesuai dengan Percobaan 3. Hasilnya diperlihatkan pada Tabel B7 di bagian Lampiran.

Tahap 4: Melakukan perubahan-perubahan sistem di permukaan Demi meningkatkan produksi minyak, maka perubahan-perubahan harus dilakukan. Pada studi ini ada 4 macam perubahan yang dilakukan, antara lain: 1) Mengganti pipa lama dengan pipa baru. 2) Memasang pipa paralel. 3) Membuat jalur pipa baru untuk area utara/selatan. 4) Membuat jalur pipa baru dengan pengalihan source. • Mengganti pipa B17, B18, dan B19 dengan pipa baru dengan diameter lebih besar. Pemilihan pipa B17, B18, dan B19 berdasarkan pressure drop dan pressure gradient yang tinggi. Tabel 2 di bawah ini menunjukkan pressure drop dan pressure gradient tiap-tiap pipa.

Tabel 2. Pressure drop dan pressure gradient masing-masing pipa Pressure drop Pressure gradient Pipa (psi) (psi/km) B1 2.9 2.641 B2 0.55 0.503 B3 1.95 0.438 B4 3.2 5.711 B5 0.92 1.121 B6 4.81 8.446 B7 1.96 1.865 B8 0.36 0.481 B9 2.63 2.508 B10 2.12 2.021 B11 0.79 0.834 B12 7.86 3.574 BM 0.78 2.135 B13 45.52 4.321 B14 3.25 1.327 B15 4.37 3.012

3

B16 B17 B18 B19

12.4 8.73 11.98 30.24

4.352 5.635 7.984 6.236

Dari tabel diatas, pipa B17, B18, dan B19 memiliki pressure gradient yang tinggi dan penggantian pipa-pipa tersebut mempunyai potensi peningkatan laju alir yang tinggi karena pressure drop-nya tinggi. Kemudian, pada tahap ini ada 2 percobaan yang dilakukan, yaitu pertama, mengganti pipa B18 dan B19 dengan pipa baru berdiameter 28 in, 30 in, dan 32 in dan kedua mengganti pipa B17, B18, dan B19 dengan pipa baru berdiameter 28 in, 30 in, dan 32 in. Hasilnya diperlihatkan dalam Tabel 3 di bawah ini.

halnya kasus penggantian pipa, pada tahap ini ada dua percobaan yang dilakukan, yaitu pertama, memasang pipa paralel dengan diameter 20 in, 22 in, dan 24 in berdampingan dengan pipa B18 dan B19 dan kedua, memasang pipa paralel dengan diameter 20 in, 22 in, dan 24 in berdampingan dengan pipa B17, B18, dan B19. Kemudian hasil yang diperoleh dari percobaan ini ditunjukkan pada Tabel 4 di bawah ini.

Tabel 4. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pemasangan pipa paralel Pasang pipa paralel dipipa..

B18 B19

Tabel 3. Pertambahan laju alir liquid pada kasus penggantian pipa Pipa yang diganti

B18 B19

B17 B18 B19

28 in 30 in 32 in 28 in 30 in 32 in

Penamb ahan Ql (bbl/d)

Penamb ahan Qo (bbl/d)

Penam bahan Ql (%)

Penamb ahan Qo (%)

5800

334

3.4

3.4

7194

414

4.2

4.2

7987

459

4.7

4.7

7144

411

4.2

4.2

9712

558

5.7

5.7

10162

589

5.9

6

Penggantian pipa dengan ukuran yang lebih besar akan berdampak pada penurunan pressure drop dan pressure gradient dan hasilnya terjadi penambahan laju alir liquid. Semakin besar diameter pipa yang kita gunakan, semakin besar tambahan laju alir liquid yang kita peroleh. Akan tetapi kita harus hati-hati karena diameter pipa terlalu besar tidak baik dampaknya pada pola aliran fluida di pipa tersebut. • Memasang pipa paralel berdampingan dengan pipa B17, B18, dan B19.

B17 B18 B19

20 in 22 in 24 in 20 in 22 in 24 in

Penamb ahan Ql (bbl/d)

Penamb ahan Qo (bbl/d)

Penam bahan Ql (%)

Penamb ahan Qo (%)

3293

220

1.9

2.2

3803

276

2.2

2.8

4777

349

3.8

3.9

6582

379

3.8

3.9

6630

382

3.9

4

8167

469

4.8

4.8

Pemasangan pipa paralel menjadi alternatif lain dari penggantian pipa dalam usaha menurunkan pressure drop dan pressure gradient pada suatu pipa. Hasil diatas menunjukkan penambahan laju alir liquid yang cukup baik biarpun hasilnya masih dibawah dari hasil penggantian pipa. • Memasang jalur pipa baru untuk area utara/selatan. Adanya percabangan pada jaringan pipa menimbulkan pressure drop yang tinggi baik ke arah area utara maupun area selatan. Oleh karena itu, percobaan kemudian dilakukan dengan memisahkan jalur utara maupun jalur selatan. Skematik percobaan tersebut ditunjukkan pada Gambar A5 dan Gambar A6 di bagian lampiran. Pada kasus ini pembuatan jalur baru area utara menggunakan pipa dengan diameter 24 in, sedangkan untuk pembuatan area selatan menggunakan pipa berdiameter 16 in. Hasil dari percobaan ini dapat dilihat pada Tabel 5 berikut ini.

Pemasangan pipa paralel memberikan keuntungan dibandingkan dengan mengganti pipa yaitu tidak adanya produksi yang hilang pada saat pemasangan pipa. Sama dengan kasus penggantian pipa, tempat pemasangan dipilih berdasarkan pressure drop dan pressure gradient pipa yang bersangkutan. Skematik pemasangan pipa paralel diperlihatkan pada Gambar A4 di bagian Lampiran. Seperti

4

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

Penamb ahan Qo (bbl/d) 1517 936

Penamb ahan Ql (%) 15.5 9.5

Penam bahan Qo (%) 15.5 9.5

Percobaan ini menghasilkan penambahan laju alir liquid yang signifikan. Area utara memberikan penambahan laju alir liquid yang lebih besar daripada area selatan. Hal ini dikarenakan area utara memiliki sumur lebih banyak daripada area selatan. • Pembuatan jalur pipa baru area utara/selatan dengan pengalihan source. Pada percobaan ini beberapa source dialihkan ke jalur baru. Ada dua percobaan, yaitu pertama, membuat jalur pipa baru area utara dengan pipa berdiameter 24 in disertai pengalihan S15, S16, S18, dan S19 ke jalur pipa tersebut dan kedua, membuat jalur pipa baru untuk area selatan dengan pipa berdiameter 16 in, 18 in, dan 20 in disertai pengalihan S13, S14, dan S17. Skematik percobaan ini dapat dilihat pada Gambar A7 dan Gambar A8 di bagian lampiran. Kemudian hasil percobaan ini ditunjukkan oleh Tabel 6 di bawah ini.

Tabel 6. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pembuatan jalur pipa baru dengan pengalihan sources Jalur pipa baru di area.. Utara

Selatan

16 in 18 in 20 in

Penamb ahan Ql (bbl/d) 24959

Penamb ahan Qo (bbl/d) 1379

Penam bahan Ql (%) 14.6

Penamb ahan Qo (%) 14.1

14244

750

8.3

7.7

18900

1023

11

10.5

21907

1199

12.8

12.2

Percobaan ini memberikan penambahan yang lebih baik untuk area selatan, tetapi tidak lebih besar daripada hasil untuk area utara. Jika kita membandingkan percobaan diatas dengan percobaan yang serupa sebelumnya, maka pertambahan laju alir liquid lebih banyak pada percobaan jalur pipa baru tanpa pengalihan source karena dengan ukuran pipa yang sama, kuantitas fluida di pipa percobaan kali ini lebih banyak sehingga menghambat penambahan laju alir liquid pada source yang bersangkutan.

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

Perhitungan ekonomi dari percobaan-percobaan yang dilakukan adalah: 1) Menghitung biaya yang digunakan untuk pembelian pipa baru, instalasi dan biaya untuk hal-hal yang tidak terduga sebesar 30% dari total biaya pengeluaran pipa. Kemudian, jika dalam pemasangan terjadi production loss, maka akan ditambahkan ke dalam biaya total. Untuk penggantian pipa, kehilangan produksi minyak selama 2 hari sedangkan untuk pembuatan jalur pipa baru, kehilangan produksi minyak selama 1 hari. 2) Menghitung pemasukan yang diakibatkan penambahan produksi yang terjadi yang dikalikan dengan harga minyak sekarang. Harga minyak diasumsikan sebesar US$ 45 per barel akan stabil selama masa pengembalian investasi. Analisis keekonomian akan dilakukan pada seberapa lama pengembalian investasi terjadi. Pengembalian investasi dihitung dari biaya yang dikeluarkan dibagi dengan keuntungan yang diperoleh. Keseluruhan perhitungan ekonomi ditunjukkan pada Tabel B9 di bagian Lampiran. Berikut ini adalah Tabel 7 yang berisi penambahan produksi minyak total dan lamanya pengembalian investasi dari semua percobaan yang dilakukan pada studi ini.

Tabel 7. Penambahan produksi minyak total dan lamanya pengembalian investasi

Ganti pipa

Penamb ahan Ql (bbl/d) 26517 16217

B18 B19

Pasang pipa paralel

Jalur pipa baru di area.. Utara Selatan

Tahap 5: Pemilihan parameter perubahan untuk optimasi jaringan pipa berdasarkan pertimbangan keekonomian

B18 B19 B17 B18 B19

ID pipa (inch) 28 30 32 28 30 32 20 22 24 20 22 24

Penambahan minyak (bbl/d) 795 875 920 872 1019 1050 681 737 810 840 843 930

Jalur pipa baru

Tabel 5. Pertambahan laju alir liquid pada kasus pembuatan jalur pipa baru

Utara

24

1978

95

Selatan

16

1397

87

Perubahanperubahan

B17 B18 B19

Pengembalian investasi (hari) 91 87 87 98 88 91 55 56 56 56 61 61

5

Jalur pipa baru dengan pegalihan source

Utara

24

1840

102

Selatan

16

1211

101

Selatan

18

1484

103

Selatan

20

1660

101

komponen fluida masing-masing sumur dan properti masing-masing sumur. 8) Hubungan laju alir fluida dan tekanan alir fluida sebaiknya menggunakan data tes sumur dengan mengetahui properti masing-masing sumur.

V. DAFTAR SIMBOL Solusi yang dipilih sebagai bahan rekomendasi adalah pembuatan jalur pipa baru untuk area utara. Jika solusi ini dilakukan dapat meningkatkan produksi minyak sebesar 1978 bbl/d sehingga total produksi minyak dari 9323 bbl/d akan menjadi 11301 bbl/d. Jika solusi yang dipilih hanya berdasarkan pengembalian investasi yang paling cepat yaitu pemasangan pipa paralel dengan diameter 20 in berdampingan dengan pipa B18 dan B19, maka untuk investasi jangka panjangnya tidak baik karena penambahan produksi minyaknya sedikit, yaitu hanya 681 stb/d.

IV. KESIMPULAN DAN SARAN 1) Peningkatan produksi dapat dilakukan dengan merubah sistem di permukaan tanpa harus melakukan workover. 2) Peningkatan produksi dapat dilakukan dengan berbagai macam cara seperti mengganti pipa dengan ukuran yang lebih besar, memasang pipa paralel, dan atau memisahkan dua jalur aliran. 3) Penyumbatan terjadi pada segmen pipa B17, B18, dan B19 dimana terjadi pressure drop yang besar disertai pressure gradient yang tinggi di masing-masing segmen pipa tersebut. 4) Solusi yang dipilih dari penelitian ini adalah pembuatan jalur pipa baru untuk area utara dengan pipa berdiameter 24 inch ditambah penutupan sumur-sumur yang mempunyai water-cut lebih besar dari 99%, dimana terjadi peningkatan produksi minyak total sebesar 1978 bbl/d. 5) Pembuatan jalur pipa baru untuk area utara dengan diameter pipa 24 inch menghabiskan biaya US$ 8,436,587 dengan rincian biaya pipa sebesar US$ 8,211,455 dan biaya untuk menutupi production loss sebesar US$ 225,132. 6) Lama pengembalian investasi untuk pembuatan jalur pipa area utara ini yaitu 95 hari jika harga jual minyak stabil di angka US$ 45 per barel. 7) Diperlukan data-data yang lebih lengkap seperti data pipa dari sumur ke source, elevasi pipa,

6

1) GOR 2) API (degree) 3) Ql 4) Qo 5) ID

: Gas Oil Ratio (scf/stb) : American Petroleum Institute : Laju alir liquid (bbl/d) : Laju alir minyak (bbl/d) : Diameter dalam pipa (inch)

VI. DAFTAR PUSTAKA 1) Hyne, Norman J. Dictionay of Petroleum, Exploration, Drilling, & Production. PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. 2) McCain Jr, William D. 1990. Petroleum Fluids. PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. 3) Morales, F. L., Velazques, J. C., Schlumberger, dan Hernandez, A. G., 2007. Integration of Production and Process Facility Models in a Single Simulation Tool. SPE Paper No. 109260. 4) Noviansyah, Muhamad. 2008. Identifikasi dan Solusi Masalah Bottlenecking Dalam Jaringan Perpipaan Produksi Gas. Tugas Akhir TM-ITB. Bandung. 5) Schlumberger. 2006. 1991. Pipesim Single Branch & Network Modeling. Microsoft Power Point’s Slides of Training Course. 6) Data Lapangan Salah Satu Perusahaan KPS di Indonesia.

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

LAMPIRAN

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

7

Gambar A1. Skematik jaringan pipa dan sources yang dimodelkan oleh software

Gambar A2. Skematik jaringan pipa yang dimodelkan oleh software

8

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

Tekanan di node 200 180

140 120 100 80

Pressure (psia)

160 Base case - Pnode Percobaan 1 - Pnode Percobaan 2 - Pnode Percobaan 3 - Pnode Percobaan 4 - Pnode

60 40 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 Node [J..]

8

7

6

5

4

3

2

1

Gambar A3. Tekanan alir fluida di node

Gambar A4. Skematik pemasangan pipa paralel

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

9

Gambar A5. Skematik pembuatan jalur pipa baru area utara

Gambar A6. Skematik pembuatan jalur pipa baru area selatan

10

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

Gambar A7. Skematik pemisahan jalur pipa area utara dengan S15, S16, S18, dan S19 dialihkan ke jalur pipa tersebut

Gambar A8. Skematik pemisahan jalur pipa area selatan dengan S13, S14, dan S17 dialihkan ke jalur pipa tersebut

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

11

Tabel B1. Spesifikasi pipa Pipa

Node - Node

ID (inch)

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 BM B13 B14 B15 B16 B17 B18 B19

J1-J2 J2-J3 J3-J4 J4-J5 J5-J6 J6-J7 J7-J8 J8-JM J9-J10 J10-J11 J11-J12 J12-JM JM-J13 J13-J14 J14-J15 J15-J16 J16-J17 J17-J18 J18-J19 J19-GS

12 12 16 16 16 16 24 24 12 16 16 16 24 24 24 24 24 24 24 24

Panjang (km) 1.1 1.1 4.45 0.56 0.821 0.569 1.05 0.75 1.05 1.05 0.95 2.2 0.364 10.536 2.45 1.45 2.85 1.55 1.5 4.85

Tabel B2. Laju alir liquid sumur tiap tiap source AREA UTARA Source 1 Ql Qo Sumur Water Cut (%) (bbl/d) (bbl/d) S1-1 2230 99.01345 22 S1-2 2798 100 0 S1-3 3487 98.99627 35 S1-4 2186 98.9936 22 S1-5 486 96.09053 19 Total 11187 99.12398 98 Source 2 Ql Qo Sumur Water Cut (%) (bbl/d) (bbl/d) S2-1 332 100 0 S2-2 395 97.974684 8 S2-3 1071 98.972923 11 S2-4 211 60.189573 84 Total 2009 94.873071 103 Source 3 Ql Qo Sumur Water Cut (%) (bbl/d) (bbl/d) S3-1 1060 98.96226 11 S3-2 1108 94.04332 66 S3-3 717 95.95537 29 Total 2885 96.32582 106 Source 4 Ql Qo Sumur Water Cut (%) (bbl/d) (bbl/d) S4-1 3686 97.9924 74 S4-2 2327 96.99183 70

12

S4-3 S4-4 S4-5 S4-6 S4-7 S4-8 S4-9 Total Sumur S5-1 S5-2 S5-3 S5-4 S5-5 S5-6 S5-7 S5-8 S5-9 S5-10 S5-11 S5-12 S5-13 S5-14 Total Sumur S6-1 S6-2 S6-3 S6-4 S6-5 S6-6 S6-7 S6-8 S6-9 S6-10 S6-11 S6-12 S6-13 S6-14 S6-15 S6-16 Total Sumur S7-1 S7-2 S7-3 S7-4 S7-5 S7-6

509 405 1973 492 688 3083 404 13567 Ql (bbl/d) 1818 1402 2480 1261 2624 1222 2034 321 1364 4104 1112 856 581 2364 23543 Ql (bbl/d) 1394 3353 1695 567 692 684 870 264 1875 1036 1360 3180 353 2223 378 59 19983 Ql (bbl/d) 1304 2393 848 4110 1208 760

69.94106 69.87654 93.00558 92.07317 78.05233 97.01589 72.0297 92.98297 Source 5 Water Cut (%) 98.0198 96.00571 91.00806 91.99048 99.00915 96.97218 96.0177 9.968847 100 98.00195 92.98561 96.96262 100 90.01692 94.60137 Source 6 Water Cut (%) 93.97418 96.98777 95.9882 53.08642 91.04046 88.0117 98.04598 62.12121 100 96.04247 100 97.98742 64.02266 99.01035 61.90476 100 94.10499 Source 7 Water Cut (%) 97.0092 97.99415 97.99528 98.00487 97.01987 98.02632

153 122 138 39 151 92 113 952 Qo (bbl/d) 36 56 223 101 26 37 81 289 0 82 78 26 0 236 1271 Qo (bbl/d) 84 101 68 266 62 82 17 100 0 41 0 64 127 22 144 0 1178 Qo (bbl/d) 39 48 17 82 36 15

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

S7-7 S7-8 S7-9 Total Sumur S8-1 S8-2 S8-3 S8-4 S8-5 S8-6 S8-7 S8-8 Total

Sumur S9-1 S9-2 S9-3 S9-4 S9-5 S9-6 S9-7 S9-8 Total Sumur S10-1 S10-2 S10-3 Total Sumur S11-1 S11-2 S11-3 S11-4 S11-5 S11-6 Total Sumur S12-1 S12-2 S12-3 S12-4 S12-5 S12-6 S12-7 S12-8

728 648 252 12251

99.03846 68.98148 59.92063 95.54322 Source 8

Ql Water Cut (%) (bbl/d) 342 92.10526 1172 98.97611 2291 97.99214 3392 97.99528 988 94.02834 2302 99.00087 1450 98 600 89 12537 97.36779 AREA SELATAN Source 9 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 49 59.18367 1109 96.03246 1237 97.00889 2262 98.9832 1731 90.00578 1333 97.97449 758 84.03694 1215 99.01235 9694 95.28574 Source 10 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 2525 96.9901 708 86.01695 1240 97.01613 4473 95.26045 Source 11 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 2319 99.00819 3392 96.99292 1682 98.9893 1344 99.03274 2423 96.98721 2853 98.98353 14013 98.16599 Source 12 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 832 97.95673 156 100 1197 98.99749 4250 98.98824 1043 99.04123 2343 99.01835 2808 98.0057 1810 98.01105

7 201 101 546 Qo (bbl/d) 27 12 46 68 59 23 29 66 330

Qo (bbl/d) 20 44 37 23 173 27 121 12 457 Qo (bbl/d) 76 99 37 212 Qo (bbl/d) 23 102 17 13 73 29 257 Qo (bbl/d) 17 0 12 43 10 23 56 36

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

S12-9 Total

Sumur S13-1 S13-2 S13-3 S13-4 S13-5 S13-6 S13-7 S13-8 S13-9 S13-10 S13-11 Total Sumur S14-1 S14-2 S14-3 S14-4 Total Sumur S15-1 S15-2 S15-3 S15-4 S15-5 S15-6 S15-7 S15-8 S15-9 S15-10 S15-11 S15-12 S15-13 S15-14 S15-15 Total Sumur S16-1 S16-2 S16-3 Total Sumur S17-1 S17-2

469 86.9936 14908 98.26939 AREA BARAT Source 13 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 1243 99.03459 3404 97.00353 1929 97.97823 386 61.9171 1029 89.99028 2620 96.98473 722 83.93352 2040 97.9902 878 75.96811 403 75.93052 693 79.94228 15347 92.9237 Source 14 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 2924 99.00821 434 100 559 64.93739 398 92.96482 4315 94.13673 Source 15 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 3209 99.0028 709 87.02398 472 95.97458 442 99.09502 442 99.09502 2179 97.01698 1247 97.99519 206 22.81553 1097 98.99727 2408 98.00664 515 82.91262 2899 98.99966 1136 100 709 98.02539 468 98.07692 18138 96.69754 Source 16 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 358 84.9162 603 99.00498 2410 99.00415 3371 97.50816 Source 17 Ql Water Cut (%) (bbl/d) 767 92.04694 36 97.22222

61 258

Qo (bbl/d) 12 102 39 147 103 79 116 41 211 97 139 1086 Qo (bbl/d) 29 0 196 28 253 Qo (bbl/d) 32 92 19 4 4 65 25 159 11 48 88 29 0 14 9 599 Qo (bbl/d) 54 6 24 84 Qo (bbl/d) 61 1

13

S17-3 S17-4 S17-5 S17-6 S17-7 S17-8 S17-9 S17-10 S17-11 S17-12 S17-13 Total Sumur S18-1 S18-2 Total Sumur S19-1 S19-2 S19-3 S19-4 S19-5 S19-6 S19-7 Total TOTAL

455 540 755 602 105 321 305 779 251 1160 306 6382 Ql (bbl/d) 789 2676 3465 Ql (bbl/d) 2261 931 469 440 448 250 483 5282 197350

72.08791 97.03704 92.05298 61.96013 69.52381 71.96262 74.09836 97.0475 54.18327 98.96552 87.9085 86.17988 Source 18

127 16 60 229 32 90 79 23 115 12 37 882

Water Cut (%) 97.97212 98.99103 98.75902 Source 19 Water Cut (%) 98.98275 96.99248 56.71642 97.95455 79.24107 44 77.22567 88.52707 95.28

Qo (bbl/d) 16 27 43 Qo (bbl/d) 23 28 203 9 93 140 110 606 9323

Tabel B5. Posisi titik-titik pada pipa setelah matching dilakukan Node Elevasi (meter) J1 250 J2 245 J3 235 J4 193 J5 192 J6 184 J7 184 J8 177 J9 177 J10 172 J11 166 J12 158 JM 147 J13 144 J14 90 J15 40 J16 29 J17 15 J18 12 J19 13 GS 0

Tabel B3. Spesifikasi fluida reservoir GOR Oil specific gravity Water specific gravity Oil pour point temperature

100 scf/stb

Oil bubble point temperature

250 F

Reservoir temperature

210 F

o

37 API 1.02 o

110 F o o

Tabel B4. Perbandingan tekanan aktual dengan tekanan simulasi di beberapa titik Tekanan simulasi Tekanan Error Node (psi) aktual (psi) (%) J2 182.2 181 0.68 J4 178. 178.2 0.23 J7 169 168.3 0.44 J9 180.7 179.6 0.63 J12 174.9 173.8 0.62 JM 166.5 166.1 0.24 J15 113.2 113.4 0.21 J17 94.4 94.7 0.35

14

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009

Tabel B6. Persamaan kenaikan laju alir tiaptiap source hasil dari matching tahap dua Source S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 S12 S13 S14 S15 S16 S17 S18 S19

Persamaan kenaikan laju alir Q = -120.0*P + 33866 Q = -21.36*P + 5943 Q = -30.09*P + 8397 Q = -138.4*P + 38760 Q = -238.0*P + 66725 Q = -199.8*P + 55859 Q = -114.6*P + 32060 Q = -114.7*P + 32118 Q = -76.91*P + 23702 Q = -34.65*P + 10693 Q = -106.5*P + 33034 Q = -112.4*P + 34723 Q = -169.8*P + 44236 Q = -30.59*P + 7929 Q = -126.3*P + 32769 Q = -22.39*P + 5804 Q = -39.36*P + 10145 Q = -20.12*P + 5224 Q = -28.87*P + 7458

Tabel B7. Persamaan kenaikan laju alir yang baru berdasarkan pemilihan Percobaan 3 sebagai base case baru Source Persamaan kenaikan laju alir S1 y = -64.98x + 18328 S2 y = -17.57x + 4878 S5 y = -193.5x + 54376 S6 y = -146.3x + 40874 S7 y = -109.5x + 30661 S8 y = -94.74x + 26510 S9 y = -65.49x + 20161 S11 y = -76.63x + 23818 S12 y = -82.70x + 25574 S13 y = -154.4x + 40315 S14 y = -6.687x + 1729 S15 y = -88.90x + 23036 S16 y = -2.294x + 591.1

Tabel B8. Daftar harga bahan baku dan instalasi Ukuran Material Coating Instalasi Pipa (inch) (US$/meter) (US$/meter) (US$/meter) 16 128.11 7.752777778 27.89 18 144.5 8.745555556 31.3538 20 160.9 9.738333333 34.835 22 177.71 10.73111111 38.3162 24 193.7 11.72388889 41.7974 26 209.7 12.71666667 45.2786 28 225.7 13.70944445 48.7598 30 241.7 14.70222222 52.241

Khairul Anwar, 12204066, Semester 2 2008/2009

Total (US$/meter) 163.7527778 184.5993556 205.4733333 226.7573111 247.2212889 267.6952667 288.1692444 308.6432222

15

Tabel B9. Perhitungan keekonomian dari semua percobaan yang dilakukan Ganti Pipa Biaya pengeluaran Pipa yang diganti

B18 B19 B18 B19 B18 B19 B17 B18 B19 B17 B18 B19 B17 B18 B19

ID baru (in)

Panjang total (m)

Pemasang an (US$)

Tambahan {30% x pemasangan}

Producti on loss (US$)

Total (US$)

(US$)

Product ion loss (bbl)

Pendapatan Tambah Pendapatan an dari tambahan minyak minyak (US$/d) (bbl/d)

Pengem balian investasi (hari)

28

6350

1829875

548962

9792

881282

3260119

795

35794

91

30

6350

1959884.5

587965

9792

881282

3429132

875

39382

87

32

6350

2089894

626968

9792

881282

3598144

920

41424

87

28

7900

2276537

682961

9792

881282

3840780

872

39254

98

30

7900

2438281.5

731484

9792

881282

4051048

1019

45865

88

32

7900

2600026

780007

9792

881282

4261315

1050

47023

91

Pasang Pipa Paralel Biaya pengeluaran Pipa Paralel di..

B18 B19 B18 B19 B18 B19 B17 B18 B19 B17 B18 B19 B17 B18 B19

ID baru (in)

Panjang total (m)

Pemasang an (US$)

Tambahan {30% x pemasangan}

Producti on loss (US$)

Total (US$)

(US$)

Product ion loss (bbl)

Pendapatan Tambah Pendapatan an dari tambahan minyak minyak (US$/d) (bbl/d)

Pengem balian investasi (hari)

20

6350

1304756

391427

-

-

1696182

681

30653

55

22

6350

1439909

431973

-

-

1871882

737

33160

56

24

6350

1569855

470956.5

-

-

2040812

810

36461

56

20

7900

1623239

486972

-

-

2110211

840

37805

56

22

7900

1791383

537415

-

-

2328797

843

37929

61

24

7900

1953048

585914.5

-

-

2538963

930

41886

61

Pembuatan Jalur Pipa Baru Jalur pipa baru area.. Utara Selatan

Biaya pengeluaran ID baru (in) 24 16

Panjang total (m) 25500 25500

Pemasang an (US$)

Tambahan {30% x pemasangan}

6316504 4183883.5

(US$) 1894951 1255165

Product ion loss (bbl)

Producti on loss (US$)

Total (US$)

5003 1165

225132 52433

8436587 5491482

Pendapatan Tambah Pendapatan an dari tambahan minyak minyak (US$/d) (bbl/d) 1978 89018 1397 62877

Pengem balian investasi (hari) 95 87

Pembuatan Jalur Pipa Baru Dengan Pengalihan Source Jalur pipa baru area.. Utara Selatan Selatan Selatan

16

Biaya pengeluaran ID baru (in)

Panjang total (m)

Pemasang an (US$)

Tambahan {30% x pemasangan}

24 16 18 20

25500 25500 25500 25500

6316504 4183883.5 5249844 5793649

(US$) 1894951 1255165 1574953 1738095

Product ion loss (bbl)

Producti on loss (US$)

Total (US$)

5003 1165 1165 1165

225132 52433 52433 52433

8436587 5491482 6877230 7584177

Pendapatan Tambah Pendapatan an dari tambahan minyak minyak (US$/d) (bbl/d) 1840 82798 1211 54494 1484 66794 1660 74735

Pengem balian investasi (hari) 102 101 103 101

TM-FTTM-ITB Semester 2 2008/2009