Minyak dan Gas Bumi PERKIRAAN LAJU ALIR OPTIMUM SUMUR GAS DENGAN ANALISIS NODAL Edward ML Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "LEMIGAS"
[email protected]
SARI Untuk mengetahui kemampuan sumur gas W#2 berproduksi telah dilakukan uji deliverability jenis uji back pressure. Uji deliverability tersebut terdiri dari empat (4) laju alir gas yang masing-masing berlangsung selama 240 menit, melalui bukaan choke yang berbeda. Analisis terhadap uji deliverability tersebut telah dilakukan dengan memplot antara log P2 terhadap log qsc, yang menghasilkan harga n dan C masing-masing sebesar 0,78686 dan 0,0084052 MMscf/hari/psia2n. Serta harga Absolute Open Flow Potential diperoleh sebesar 562,65 MMscf/hari. Berdasarkan parameter n dan C tersebut telah dikembangkan kurva Inflow Performance Relationship (IPR) yang menunjukkan kinerja aliran fluida reservoir dari formasi produktif menuju lubang sumur. Kemudian dengan menggunakan metoda penurunan tekanan di dalam pipa tegak (tubing) aliran gas, maka telah dikembangkan kurva Tubing Performance Relationship (TPR) yang merupakan kinerja aliran fluida reservoir dari lubang sumur menuju kepala sumur melalui tubing. Dengan menerapkan analisis Nodal untuk menentukan laju alir optimum sumur gas, melalui plot silang antara kurva IPR dan TPR, maka laju alir optimum sumur gas W#2 bila digunakan komplesi tubing dengan ukuran 5,0 inch (outside diameter) adalah sebesar 89.464 MMscf/hari pada tekanan alir dasar sumur 1108,11 psia. Kata kunci : analisis Nodal, laju alir optimum, sumur gas
1. PENDAHULUAN Dengan membuka suatu sumur yang menghubungkan permukaan dengan reservoir gas akan menimbulkan ketidak setimbangan tekanan dalam reservoir. Gradien tekanan yang ditimbulkannya akan menyebabkan fluida gas dalam media berpori itu mengalir ke arah sumur. Gas yang mengalir akan mempunyai sifat yang khas, yaitu bersifat dapat dimampatkan (compressible) . Sifat khas ini serta rendahnya harga viskositas menyebabkan aliran gas tersebut mungkin tidak murni laminer (aliran viscous), melainkan dipengaruhi pula oleh unsur inersia dan turbulensi. Hal ini terutama terjadi
pada laju produksi yang besar atau pada gradien tekanan yang besar, seperti aliran di dekat lubang sumur. Secara umum yang dimaksud dengan pengujian sumur hidrokarbon adalah mengamati tekanan dasar sumur pada saat sumur diproduksikan atau ditutup. Pengujian sumur saat diproduksikan dilakukan dengan cara membuka sumur untuk jangka waktu tertentu, dan umumnya dimulai pada kondisi tekanan reservoar di sekeliling sumur telah stabil. Sedangkan pengujian saat sumur ditutup, pengamatan dilakukan setelah sumur diproduksikan untuk jangka waktu tertentu.
Perkiraan Laju Alir Optimum Sumur Gas Dengan Analisis Nodal ; Edward ML Tobing
65
Minyak dan Gas Bumi Tujuan penulisan makalah ini adalah untuk memperkirakan laju alir optimum sumur gas W#2 dari lapangan "W" yang terletak di Sulawesi Selatan, berdasarkan hasil uji produksi back pressure dengan menerapkan analisis Nodal. Unsur utama yang terlibat didalamnya adalah Inflow Performance Relationship (IPR) dari sumur dan Tubing Performance Relationship (TPR). IPR adalah kinerja aliran fluida reservoir dari formasi produktif menuju lubang sumur. Sedangkan TPR adalah kinerja aliran fluida reservoar dari lubang sumur menuju kepala sumur melalui pipa tegak (tubing). Analisis yang diterapkan adalah dengan analisis Nodal, melalui plot silang IPR dan TPR. Penentuan laju alir optimum sumur gas W#2 dari lapangan "W" tersebut diperlukan sebagai dasar apakah lapangan gas tersebut layak untuk dikembangkan berdasarkan kajian keekonomian dari proyek pengembangan lapangan gas tersebut.
suatu reservoir gas. Uji penentuan deliverability (Ahmed, T. and McKinney, P.D, 2005) pada awalnya dikenal dengan persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan tersebut merupakan hubungan antara qsc terhadap P2 pada kondisi aliran stabil, yang dinyatakan dengan
2. PENGUJIAN SUMUR
dimana: P Pr Pwf
Ditinjau dari tujuan pengujian sumur, maka dapat dibagi dalam 2(dua) jenis, yaitu: (1) pengujian untuk mengetahui kemampuan sumur untuk berproduksi (deliverability) dan (2) pengujian untuk mengetahui karakteristik reservoir, baik berupa sifat fisik, geometri, maupun tekanan reservoir. Pada jenis pertama menyangkut pengujian untuk memperkirakan penurunan laju produksi dengan berkurangnya tekanan reservoir. Jenis kedua meliputi uji drawdown (single atau multirate test) dan uji pressure build up. Dari analisis uji drawdown diperoleh parameter transmiscibility (kh) dan perkiraan batas reservoir. Sedangkan dari analisis uji pressure build up diperoleh parameter tekanan rata-rata reservoir dan juga parameter transmiscibility.
Contoh grafik tersebut dapat dilihat pada pada Gambar 1.
a. Deliverability
Gambar 1. Grafik deliverability sumur gas (Ikoku C.U., 1984)
Dalam perencanaan pengembangan lapangan gas, diperlukan hubungan antara penurunan laju produksi dengan tekanan reservoar sebagai akibat berlangsungnya proses depletion dari
66
Qsc C Pr 2 Pwf2
n
.................. (1)
Harga "n" adalah parameter yang mencerminkan derajat pengaruh inersia turbulensi pada aliran gas. Harga "n" sama dengan 1 berarti pola aliran yang terbentuk adalah laminar, dan harga "n" lebih kecil dari satu maka faktor inersia turbulensi turut berperan (harga "n" dibatasi paling kecil 0,5). Berdasarkan persamaan (1), bila dibuat grafik dalam sistem koordinat log-log, maka diperoleh hubungan linier berikut:
Log Qsc = log C + nlog P 2 .................. (2) 2
2
2
Harga C dapat dicari secara grafis, yaitu berdasarkan titik perpotongan grafik dengan sumbu mendatar (Qsc), dalam satuan (MMscf/
M&E, Vol. 11, No. 1 , Maret 2013
Minyak dan Gas Bumi hari)/(psia) 2n. Harga n diperoleh dari sudut kemiringan grafik dengan sumbu tegak ( P 2 ). Satuan ukuran lain yang digunakan dalam analisis deliverablity adalah "Absolut Open Flow Potential" (AOFP) (Beggs H. D., 1984). Besaran potential ini diperoleh bila kedalam persamaan (1) dimasukkan harga Pwf sama dengan nol, atau:
AOFP =C Pr 2
.................. (3)
Permeabilitas batuan reservoir gas akan memengaruhi lama waktu aliran mencapai kondisi stabil. Pada reservoir yang agak ketat kestabilan dicapai pada waktu yang lama. Sesuai dengan keadaan ini, maka salah satu uji yang dapat digunakan untuk memperoleh deliverability adalah uji Flow After Flow atau disebut uji Back Pressure. b. Uji Back Pressure Yang pertama mengusulkan metoda uji sumur gas untuk mengetahui kemampuan sumur berproduksi dengan memberikan tekanan balik (back pressure) yang berbeda-beda adalah Pierce dan Rawlins. Uji konvensional ini dimulai dengan menstabilkan tekanan reservoir yaitu dengan jalan menutup sumur, sehingga dapat menentukan harga Pr . Sumur dimulai diproduksikan dengan laju alir tertentu (Qg1) sehingga aliran mencapai kondisi stabil. Laju produksi dapat diubah-ubah sampai dengan empat (4) kali, dan setiap kali sumur berproduksi amati hingga tekanan mencapai stabil sebelum merubah dengan laju produksi lainnya. Serta setiap kali perubahan laju produksi tidak didahului dengan menutup sumur. Secara skematis proses uji "Back Pressure" diperlihatkan pada Gambar 2. Analisis deliverability didasarkan pada kondisi aliran yang stabil, sehingga untuk keperluan ini diambil tekanan alir dasar sumur (Pwf) pada akhir dari perioda suatu laju produksi. Pada Gambar 2 dinyatakan dengan Pwf1, Pwf2, Pwf3 dan Pwf4. Analisis data untuk keperluan pembuatan grafik deliverability didasarkan pada metoda 2 konvensional yaitu memplot antara log P terhadap log Qsc.
Gambar 2. Skema uji flow after flow (back pressure test) (Ikoku C.U., 1984) c. Inflow Performance Relationship Kinerja aliran fluida reservoir dari formasi produktif menuju lubang sumur disebut inflow performance, dan untuk menganalisis dan mengevaluasi kinerja tersebut dilakukan dengan mengembangkan kurva Inflow Performance Relationship (IPR) (Ahmed, T. and McKinney, P.D, 2005 ; Guo, B. and Lyons, W.C., 2007). Kurva IPR tersebut menggambarkan hubungan antara laju alir dengan tekanan alir dasar sumur (P wf ), yang ditunjukkan pada Gambar 3. Semakin lama sumur diproduksikan maka semakin turun tekanan reservoirnya, sehingga kurva IPR untuk suatu sumur berubah dengan berjalannya waktu. Dengan demikian maka kurva IPR dapat digunakan untuk memprediksi produksi di masa yang akan datang dalam setiap kondisi reservoir. Disamping itu kurva IPR dapat juga digunakan untuk mengevaluasi potensi deliverabilitas sumur dibawah kondisi permukaan yang bervariasi. 3. ANALISIS NODAL Analisis nodal adalah suatu metode untuk menganalisis sistem produksi yang memperhitungkan sistem tersebut secara keseluruhan dari reservoir sampai ke permukaan, untuk memperkirakan laju alir produksi yang optimum. Dalam analisis nodal
Perkiraan Laju Alir Optimum Sumur Gas Dengan Analisis Nodal ; Edward ML Tobing
67
Minyak dan Gas Bumi Bila didefinisikan P Tz
I
f )q 2 4 5
2 . 6665 ( D
.................. (5) p 2 1 ( ) 1000 Tz
untuk kondisi statis menjadi: I 1000 (
Gambar 3. Plot silang kurva IPR dan kurva TPR (Ikoku C.U., 1984) ditentukan beberapa penyelesaian titik nodal, di antaranya titik nodal pada dasar sumur, kepala sumur, dan separator. Penentuan penyelesaian titik nodal didasarkan pada masalah yang akan dianalisis. Jika dasar sumur digunakan sebagai penyelesaian titik nodal dalam analisis nodal, maka sebagai inflow performance adalah Inflow Performance Relationship sumur dan outflow performance adalah Tubing Performance Relationship (TPR) (Ahmed, T. and McKinney, P.D, 2005 ; Guo, B. and Lyons, W.C., 2007), dengan catatan tubing shoe diletakkan pada puncak pay zone. Perpotongan kurva berdasarkan plot silang IPR dan TPR merupakan harga laju alir optimum dari komplesi suatu ukuran pipa tegak (tubing) pada sumur tersebut (Gambar 3). 3.1. Penurunan Tekanan Pada Pipa Tegak Metode perhitungan penurunan tekanan pada pipa tegak sumur gas telah dikembangkan oleh Cullender and Smith (Ikoku C. U., 1984) Pendekatan yang dilakukan melalui faktor deviasi gas yang merupakan fungsi dari suhu dan tekanan berikut: P dp Tz
Pw
Pt
D
68
f 2 )q 4 5
2 .6665 (
p 1 ( )2 1000 Tz
1000 g Z ........... (4) 53 .34
Tz ) p
.................. (6)
Persamaan (4) dapat diselesaikan secara numerik tetapi membutuhkan langkah yang sangat panjang dan memakan waktu. Kemudian disarankan untuk menyelesaikannya dengan menggunakan aturan trapesium dan simpson. Kedalaman sumur dipilih dari tiga kedalaman yaitu 0, Z/2, dan Z. Untuk kondisi statis, faktor integral dapat dinyatakan sebagai: Pws
Tz
(1000 p )dp
Pts
( pms pts )(I ms I ts ) ( pws pms )(I ws I ms ) 2 2
..... (7)
dan persamaan (4) menjadi: ( pms pts )(I ms Its ) ( pws pms )(I ws I ms ) 37.5 g Z
..... (8)
Persamaan (8) dapat dibagi menjadi dua bagian persamaan untuk setiap rangkaian aliran. Untuk bagian atas, ( pms pts )(I ms Its ) 37.5 g Z
.................. (9)
Untuk bagian bawah, ( pws pms )( I ws I ms ) 37.5 g Z
.................. (10)
Sehingga tekanan statik dasar sumur pada kedalaman Z, didapat : pws pts
p ws pts
(3)(2)(1000) g Z
atau,
53.34( I ts I ms I ws ) 112 .5 g Z ( I ts 4 I ms I ws )
.................. (11)
di mana : Its diperoleh pada Z = 0, Ims pada Z/2 dan Iws pada Z.
Dalam menerapkan teknik tersebut, cara trialerror dibutuhkan. Aturan trapesium digunakan untuk mendapatkan harga Ims dan selanjutnya Iws dalam dua tahap perhitungan.
M&E, Vol. 11, No. 1 , Maret 2013
Minyak dan Gas Bumi Langkah kerja untuk menyelesaikan kondisi pertama yaitu pada suhu dan tekanan intermediate pada titik tengah dari kolom vertikal dan mengulang perhitungan untuk kondisi kedua yaitu pada dasar sumur. Harga I ts dihitung pertama kali dari persamaan (6) pada kondisi permukaan. Lalu harga Ims dilakukan anggapan (Its = Ims saat kondisi awal) dan pms dihitung pada kondisi pertengahan. Dengan menggunakan harga Ims tersebut, harga baru dari Ims dapat dihitung. Harga baru I ms digunakan untuk perhitungan kembali harga pms. Langkah kerja tersebut diulang sampai perhitungan pms yang didapat yang sesuai dengan anggapan semula (dengan perbedaan kurang dari 1 psi). Langkah kerja yang telah dilakukan diulang untuk interval yang kedua untuk menghitung harga Iws dan pws. 3.2. Penentuan Laju Alir Optimum Sumur Gas W#2 Untuk mengetahui kemampuan sumur untuk berproduksi dan karakteristik reservoir terhadap sumur gas W#2 dari Lapangan "W", telah dilakukan uji kandungan lapisan atau Drill Stem Test yang terdiri dari rangkaian uji deliverability dan uji tekanan bentuk (Pressure Buildup). Pengujian dilakukan pada komplesi liner 7 inch dengan kedalaman perforasi 2380 - 2400 feet di bawah pemukaan laut, dan pada suhu reservoir 118.3 oF. Uji deliverability yang telah dilakukan yaitu dengan uji Back Pressure. Sebagai
tahap awal pengujian, terlebih dahulu dilakukan stabilization selama 220 menit dengan menutup choke dan mencatat tekanan statik dasar sumur. Pengujian Back Pressure dilakukan dengan 4(empat) laju alir dan bukaan ukuran choke yang berbeda, yang masing-masing pengaliran dilakukan dalam waktu 240 menit. Selama pengujian berlangsung, selain laju alir gas dan tekanan alir dasar sumur yang diamati, juga pengamatan terhadap specific gravity gas dari setiap perubahan bukaan ukuran choke dan laju alir gas. Bagian akhir rangkaian pengujian dilakukan uji pressure build up dengan menutup sumur selama 345 menit untuk mengamati perubahan kenaikan tekanan statik dasar sumur. Hasil pengamatan pengujian back pressure tersebut dapat dilihat pada Tabel 2. Untuk dapat menganalisis hasil uji deliverability, terlebih dahulu mempersiapkan tabulasi berdasarkan data pengamatan dari Tabel 1. Tabulasi terdiri dari qsc, Pwf, Pwf2, dan (Pr2 - Pwf2) untuk setiap uji aliran. Dalam hal ini Pr ditentukan sebesar 1165,26 psia. Selanjutnya plot antara log (Pr2 - Pwf2) terhadap log qsc, yang ditunjukkan pada Gambar 4. Berdasarkan persamaan (2) dan penarikan garis rata-rata dari keempat titik plot, maka harga C dan n masing-masing diperoleh sebesar 0,0084052 MMscf/hari/psia2n dan 0,787. Dengan mensubsitusikan harga Pwf sama dengan nol dan paremeter C dan "n" pada persamaan (2), maka harga AOFP diperoleh sebesar 562,65 MMscf/hari.
Tabel 1. Data uji back pressure sumur W#2 Lama Kegiatan (menit)
Tekanan Dasar Sumur (psia)
Bukaan Choke 1/64 inch
Qsc MM scf/h
SG Gas
Stabilization
220
1165,26
0
-
-
Aliran pertama
240
1163,01
32
7.137
0,586
Aliran kedua
240
1159,97
48
13.833
0,585
Aliran ketiga
240
1154,23
80
24.242
0,58
Aliran keempat
240
1152,52
136
28.233
0,582
Tutup sumur
345
1165,17
0
-
-
Jenis Kegiatan
Perkiraan Laju Alir Optimum Sumur Gas Dengan Analisis Nodal ; Edward ML Tobing
69
Minyak dan Gas Bumi
Gambar 4. Plot log (Pr2-Pwf2) terhadap log qsc Pengembangan kurva IPR dapat dilakukan dengan memplot tekanan alir dasar sumur (Pwf) terhadap laju alir gas (qsc). Berdasarkan hasil uji deliverability, maka parameter C dan n dapat digunakan. Dengan menganggap harga Pwf dan mensubsitusikan harga C dan n pada persamaan (2), maka dapat dihitung harga qsc. Hasil perhitungan dan plot tekanan alir dasar sumur (Pwf) terhadap laju alir gas (qsc) tersebut masing-masing ditunjukkan pada Tabel 3 dan Gambar 5. Penentuan laju alir optimum sumur gas W#2 di lapangan "W" dapat dilakukan dengan memplot silang antara kurva IPR yang telah dikembangkan sebelumnya dengan kurva TPR. Pengembangan kurva TPR dilakukan terhadap tiga (3) ukuran tubing, masing masing sebesar 3,5 inch Outside Diameter (2.992 inch Inside Diameter), 4,5 inch Outside Diameter (3.958 inchi
Inside Diameter), dan 5 inch Outside Diameter (4.494 inch Inside Diameter). Tubing ditempatkan pada kedalaman 2350 ft dan tekanan kepala tubing ditentukan sebesar 150 psia yang dianggap sebagai tekanan abandon kepala tubing. Dengan menggunakan bantuan perangkat lunak PIPESIM version 2008.1 (anonim, 2008), maka perhitungan tekanan alir dasar sumur pada berbagai laju alir dengan metoda penurunan tekanan pada pipa tegak yang dikembangkan oleh Cullender and Smith (Ikoku C.U., 1984) dapat dilakukan untuk ketiga ukuran tubing di atas. Hasil perhitungan tersebut sebagai outflow untuk tiga ukuran tubing dapat dilihat pada Tabel 4. Bila diplot antara Pwf dan qsc dari tabel tersebut pada kurva IPR yang sebelumnya telah dibuat, maka akan membentuk kurva TPR. Perpotongan kurva IPR dan TPR merupakan laju alir gas optimum yang dimungkinkan untuk setiap ukuran tubing. Dengan demikian maka laju alir gas optimum dapat ditentukan, yaitu untuk ukuran tubing 2.992 inch ID, laju alir gas optimum 32.297 MMscf/hari pada tekanan alir dasar sumur 1151,35 psia. Untuk ukuran tubing 3.958 inch ID, laju alir gas optimum sebesar 65.809 MMscf/hari pada tekanan alir dasar sumur 1124,32 psia. Dan untuk ukuran tubing 4.494 inch ID, laju alir gas optimum 89.464 MMscf/hari pada tekanan alir dasar sumur sebesar 1108,11 psia. 5. PEMBAHASAN Tujuan pengujian yang telah dilakukan terhadap sumur W#2 adalah untuk memperkirakan kemampuan sumur berproduksi atau
Tabel 2. Perhitungan uji back pressure sumur W#2 Aliran
qsc (MMscf/h)
Pwf (psia)
Pwf2 (psia)2
(Pr 2 – pwf2) x 103 (psia)2
1
7.137
1163,01
1.352.592
5,24
2
13.833
1159,97
1.345.530
12,3
3
24.242
1154,23
1.332.247
25,6
4
28.233
1152,52
1.328.302
29,5
Pr = 1165,26 psia
70
M&E, Vol. 11, No. 1 , Maret 2013
Minyak dan Gas Bumi lebih dikenal sebagai uji deliverability melalui uji back pressure, yaitu dengan memberikan tekanan balik yang berbeda-beda. Agar tekanan reservoar dapat menjadi stabil maka dilakukan penutupan sumur selama 220 menit, dan pengukuran tekanan statik reservoar diperoleh sebesar 1165.26 psia. Selanjutnya dari sumur W#2 diproduksikan gas dengan mengubah empat ukuran choke yang masing-masing
diproduksikan selama 240 menit, dan menghasilkan 4 (empat) perubahan laju alir serta dicapai tekanan alir dasar sumur yang stabil (Tabel 1). Berdasarkan analisis uji pressure build up yang telah dilakukan secara terpisah untuk mengetahui karakteristik reservoir, maka harga permeabilitas efektif batuan terhadap gas diperoleh sebesar 995,8 mD, yang termasuk dalam kategori
Tabel 4. Kurva tubing performance relationship OUTFLOW No.
72
Tubing ID=2.992 inch
Tubing ID=3.958 inch
Tubing ID=4.494 inch
qsc (MMscf/h)
Pwf (Psia)
qsc (MMscf/h)
Pwf (Psia)
qsc (MMscf/h)
Pwf (Psia)
1
0,5
158,9
0,5
157,5
0,5
156,9
2
5,4
302,7
5,4
227,0
5,4
200,0
3
10,6
472,5
10,6
302,7
10,6
264,9
4
15,2
608,1
15,2
378,4
15,2
305,4
5
20,5
781,1
20,5
456,8
20,5
359,5
6
25,1
937,8
25,1
524,3
25,1
408,1
7
30,3
1097,3
30,3
605,4
30,3
464,9
8
32,3
1151,4
32,3
635,1
32,3
486,5
9
35,6
1251,4
35,6
686,5
35,6
516,2
10
40,2
1389,2
40,2
748,6
40,2
563,2
11
50,0
900,0
50,0
667,6
12
61,2
1078,4
61,2
783,8
13
65,8
1124,3
65,8
835,1
14
71,1
1213,5
71,1
902,7
15
82,2
1391,9
82,2
1027,0
16
89,5
1108,1
17
95,4
1175,7
18
102,6
1254,1
19
105,9
1300,0
20
114,4
1391,9
M&E, Vol. 11, No. 1 , Maret 2013
Minyak dan Gas Bumi
Gambar 6. Plot IPR vs TPR Sumur W#2 permeabilitas batuan yang baik. Mengacu pada harga permeabilitas efektif batuan terhadap gas tersebut, maka sangat dimungkinkan setiap perubahan produksi gas mencapai kondisi yang stabil serta tekanan alir dasar sumur yang juga stabil. Berdasarkan plot antara log (Pr2 - Pwf2) terhadap log qsc (Gambar 4), maka diperoleh harga C sebesar 0.0084052 MMscf/hari/psia2n dan harga "n" sebesar 0,787. Dari harga "n" yang diperoleh menunjukkan terbentuknya pola aliran intermediate diantara pola aliran laminer dan dan pola aliran turbulen pada laju alir gas antara 7.137 MMscf/hari sampai dengan 28.233 MMscf/ hari. Hal tersebut juga mencerminkan berperannya faktor inersia turbulen pada aliran di sandface (aliran dari lubang perforasi menuju dasar sumur). Mengacu pada harga C dan n tersebut didapat harga AOFP sebesar 562,65 MMscf/hari, dan termasuk dalam kategori produksi gas yang cukup tinggi. Arti secara fisik dari AOFP tersebut adalah bila dari reservoir gas yang mempunyai tekanan sebesar 1165.26 psia dan diproduksikan pada kondisi tekanan alir
dasar sumur (Pwf) = 0 psia, maka gas dapat diproduksikan sebesar 562.65 MMscf/hari. Perkiraan kinerja aliran gas dari reservoir ke lubang sumur dapat digambarkan dalam bentuk kurva IPR (Gambar 5), yang merupakan hubungan antara laju alir gas terhadap tekanan alir dasar sumur. Pada Gambar 5 tersebut menunjukkan bahwa dengan turunnya tekanan alir dasar sumur, maka laju alir gas akan semakin meningkat. Laju alir gas (q sc ) maksimum dicapai sebesar 562,65 MMscf/hari pada harga Pwf = 0 psia, yang sama dengan harga AOFP pada perhitungan sebelumnya. Selanjutnya perlu dilakukan validasi terhadap prakiraan kurva IPR yang telah dikembangkan tersebut, yaitu dengan melakukan penyelarasan antara kurva IPR dengan empat (4) laju alir gas pada berbagai ukuran bukaan choke dari hasil uji Back Pressure (Tabel 1). Hasil penyelarasan tersebut dapat dilihat pada Gambar-5, yang menunjukkan bahwa kurva IPR yang telah dikembangkan selaras dengan hasil uji Back Pressure.
Perkiraan Laju Alir Optimum Sumur Gas Dengan Analisis Nodal ; Edward ML Tobing
73
Minyak dan Gas Bumi Berdasarkan hasil plot silang antara kurva IPR dan kurva TPR untuk ukuran tubing masingmasing sebesar 3,5 inch (OD), 4,5 inch (OD) dan 5 inch (OD) dengan batasan tekanan penutupan (abandon) kepala tubing sebesar 150 psia, maka diperoleh perkiraan laju alir gas maksimum untuk ketiga ukuran tubing tersebut masing masing sebesar 32.297 MMscf/hari, 65.809 MMscf/hari dan 89.464 MMscf/hari. Dari hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa laju alir maksimum yang terbesar (89.464 MMscf/hari) didapat pada ukuran tubing 5 inch (OD). Hal tersebut dimungkinkan karena semakin besar ukuran tubing, maka penurunan tekanan (pressure drop) sepanjang pipa tubing akan semakin kecil, sehingga gas yang dapat diproduksikan akan semakin besar yang ditunjukkan oleh tekanan alir dasar sumur yang mempunyai harga terkecil, yaitu sebesar 1108,11 psia. Demikian juga adanya analogi pada bentuk kurva IPR (Gambar 6) yang menggambarkan hubungan antara laju alir gas yang semakin tinggi, maka tekanan alir dasar sumur akan semakin kecil. Berdasarkan perkiraan laju alir gas maksimum (q gas maksimum) yang diperoleh, jika dibagi dengan harga AOFP maka menghasilkan harga perbandingan sebesar 15,9%. Angka perbandingan tersebut memenuhi syarat dalam engineering practice sebagai produksi maksimum dari setiap sumur gas yang diizinkan [(qgas maksimum/AOFP) < 25% (Ikoku C.U., 1984), agar recovery yang dicapai dari reservoar gas tersebut menjadi maksimum. 6. KESIMPULAN a. Berdasarkan analisis hasil uji back pressure pada sumur gas W#2, maka harga "n" diperoleh sebesar 0,787 yang menunjukkan turut berperannya faktor inersia turbulen pada aliran di sandface. b. Harga absolut open flow potential (AOFP) diperoleh sebesar 562,65 MMscf/hari. c. Uji validitas prakiraan kurva IPR terhadap hasil uji laju alir produksi gas dari empat (4) ukuran bukaan choke yang digunakan, yaitu 32/64 inch, 48/64 inch, 80/64 inch, dan 136/
74
64 inch, menunjukkan keselarasan yang memadai. d. Laju alir optimum sumur gas W#2 diperoleh sebesar 89.464 MMscf/hari dengan ukuran tubing 5.0 inch (OD) pada tekanan alir dasar sumur 1108,11 psia. DAFTAR PUSTAKA Ahmed, Tarek. and McKinney, P.D, 2005, Advanced Reservoir Engineering, Elsevier Science and Technology Books, Oxford. Beggs H. Dale, 1984, Gas Production Operation, OGCI Inc, Tulsa.Guo, B. and Lyons, W.C., 2007, Petroleum Production Engineering, Elsevier Science and Technology Books. Ikoku Chi U, 1984, Natural Gas Production Engineering, John Wiley & Sons. Inc, Canada. Reference Manual and Technical Description PIPESIM Version 2008.1, 2008, Schlumberger Production System Analysis Software. DAFTAR SIMBOL C D f n
= = = = Pr =
Konstanta, (MMscf/hari/(psia)2n Diameter dalam pipa tegak, inch Faktor gesekan moody Harga konstanta antara 0,5 - 1,0 Tekanan reservoir rata-rata pada saat sumur ditutup, psia pt = Tekanan tubing (kepala sumur), psia pw = Tekanan dasar sumur, psia Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psia Qsc = Laju produksi pada keadaan standard, Mscf/hari q = Laju alir gas, MMscfd T = Suhu, oR z = Faktor deviasi gas Z = Kedalaman sumur, ft g = Gas gravity (udara = 1.00) Subsript s = statik
M&E, Vol. 11, No. 1 , Maret 2013
