10
BAB II
DASAR TEORI
Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow Performance Relationship (IPR) pada suatu sumur minyak adalah kemampuan sumur mengalirkan fluida dari reservoir atau juga dapat didefinisikan sebagai hubungan antara laju alir dengan tekanan alir dasar sumur. Besarnya kemampuan sumur mengalirkan fluida tersebut dipengaruhi beberapa hal antara lain adalah Reservoir Pressure (p), Pressure Bubble (Pb), Pressure While Flowing (Pwf), Jari-jari Pengurasan (Re), Permeabilitas Rata Rata (K), Viscositas Minyak (μ), Factor Volume Formasi (Bo)
IPR merupakan salah satu cara yang digunakan untuk mengevaluasi performa reservoir dalam teknik produksi. IPR dibagi menjadi beberapa jenis yaitu single phase , two phase, three-phase.
IPR Single-Phase Reservoir
IPR single-phase adalah IPR yang dipergunakan untuk undersaturated oil reservoir, yakni ketika pwf berada diatas bubble-point pressure(Pb). Pada kondisi tersebut gas masih terlarut didalam minyak maka belum ada free gas yang terbentuk pada laju alir reservoir. Hal ini menyebabkan pada lajur alir fluida hanya terdiri dari satu fasa, yaitu minyak.
Kurva IPR untuk single-phase reservoir berupa garis lurus yang ditarik dari tekanan reservoir ke bubble-point pressure. Jika bubble-point pressure sama dengan 0 psig, makan absolute open flow (AOF) sama dengan productivity index (J*) dikalikan dengan tekanan reservoir.
Gambar 2-1. Kurva IPR single-phase
Contoh kurva IPR untuk single-phase dapat dilihat pada Gambar 2-1. Dengan kondisi diatas didapat persamaan productivity index sebagai berikut:
J*=qpi-pwf…(2)
2.1.3 IPR Two-Phase Reservoir
Ketika tekanan reservoir berada dibawah bubble point pressure (Pb), gas terlarut akan keluar dari minyak dan menjadi free gas. Free gas menempati sebagian ruang dari pori sehingga mengurangi aliran dari minyak dan efek ini dapat dikuantifikasi dengan berkurangnya permeabilitas relatif. Hal ini juga mengakibatkan viskositas dari minyak menurun dikarenakan berkurangnya konsentrasi gas terlarut di dalam minyak. Kombinasi dari perubahan permeabilitas relatif dan perubahan viskositas mengakibatkan berkurangnya laju alir minyak pada bottom hole pressure tersebut. Hal ini mengakibatkan deviasi kurva IPR ketika berada di bawah bubble-point pressure. Semakin rendah tekanan tersebut maka semakin besar deviasinya. Jika tekanan reservoir (p) berada dibawah initial bubble point pressure (pb) maka pada reservoir tersebut terdapat aliran minyak dan gas sehingga laju alirpada reservoir disebut sebagai two-phase, karena laju alir terdiri dari dua fasa, yakni minyak dan gas.
Gambar 2-2. Kurva IPR two-phase
Metoda IPR two-phase yang banyak dipergunakan secara luas di industri salah satunya adalah metoda Vogel. Metode Vogel merupakan suatu korelasi yang dapat dituliskan melalui persamaan berikut :
qo= qmax1-0.2pwfp-0.8pwfp2…(3)
Dimana qmax disebut juga sebagai AOF yaitu debit maksimum yang dapat dihasilkan oleh reservoir. Secara teoritis, qmax dapat didekati berdasarkan tekanan reservoir (p) dan productivity index (J*) diatas bubble-point pressure(pb) dengan persamaan pseudo-steady-state yang biasa dipergunakan
qmax=J*p1.8…(4)
Untuk partial two-phase reservoir, konstanta J* pada metoda Vogel harus ditentukan berdasarkan tested flowing bottom-hole pressure. Jika tested flowing bottom-hole pressure (pwf) berada diatas bubble-point pressure(pb) makan model konstanta J* dapat ditentukan dengan
J*=qop-pwf…(5)
Jika tested flowing bottom-hole pressure (pwf) berada dibawah bubble-point pressure maka konstanta J* ditentukan dengan
J*=qop-pb+pb1.81-0.2pwfpb-0.8pwfpb2…(6)
2.1.4 IPR Three-Phase Reservoir
IPR three-phase reservoir adalah model IPR yang dipergunakan untuk reservoir tiga fasa dimana fluida yang mengalir adalah minyak, air, dan gas. Salah satu metoda IPR ini adalah metodaWiggins yang dikembangkan dari metoda Vogel. Metoda ini lebih sederhana daripada metoda three-phase reservoir lainya.
Pada metoda Wiggins, diasumsikan bahwa setiap fasa dapat diperlakukan secara terpisah sehingga debit minyak (qo) dan debit air (qw) dapat dihitung masing-masing. Persamaan IPR three-phase reservoir Wiggins untuk debit minyak adalah
qo= qmax1-0.519167pwfp-0.481092pwfp2…(7)
Sedangkan untuk debit air adalah
qw= qmax1-0.722235pwfp-0.284777pwfp2…(8)
Metoda IPR Wiggins dipergunakan untuk reservoir yang memiliki water cut.
Tubing Performance Relationship (TPR)
Kemampuan suatu formasi untuk memproduksi fluida yang dikandungnya pada tekanan tertentu dapat diketahui dengan membuat IPR dari masing-masing sumur. Secara umum, sumur-sumur yang baru ditemukan mempunyai tenaga pendorong alami berupa energi tekanan yang besar sehingga dapat mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoir ke permukaan. Selanjutnya, untuk mengetahui banyaknya laju alir yang akan dialirkan menuju permukaan dapat diperkirakan dengan menggunakan sistem nodal analisi dengan membuat hubungan Inflow Performance Relationship (IPR) dan Tubing Performace Relationship (TPR).
Tubing Performace Relationship (TPR) merepresentasikan kemampuan tubing untuk mengalirkan fluida. Optimasi tubing perlu dilakukan untuk menghasilkan suatu sistem produksi yang optimal. Melalui sistem nodal analisis dapat diperkirakan besarnya tubing optimum yang akan digunakan untuk suatu sumur. Pemilihan tubing dapat ditentukan dengan mencari laju alir optimum setiap sumur menggunakan sensitivity analysis antara kurva TPR dengan variasi berbagai ukuran tubing terhadap kurva IPR.
2.2.1. Analisis Optimasi Tubing
Perpotongan antara grafik IPR dan TPR di semua ukuran tubing dengan nilai laju alir yang berbeda. Grafik IPR merepresentasikan aliran dari reservoir ke bottom hole dan grafik TPR merepresentasikan aliran di media pipa. Laju alir sendiri adalah besarnya rate yang kita peroleh pada kondisi komplesi sumur (TPR) tertentu dengan kondisi performance reservoir di sumur (IPR) tertentu. Sehingga, sistem di reservoir dan sistem produksi akan mencapai kesetimbangan pada suatu harga Q dengan Pwf tertentu. Titik perpotongan yang terjadi biasa disebut dengan operating condition. Jika TPR dan IPR masih berpotongan, hal itu berarti dengan ukuran tubing tersebut fluida masih bisa mengalir, namun bila TPR dan IPR sudah tidak berpotongan lagi hal ini berarti dengan ukuran tubing tersebut tidak lagi ada aliran yang tercapai.
data laju alir setiap sumur dari ukuran tubing yang berbeda. Dari data tersebut terlihat bahwa semakin besar ukuran tubing yang digunakan maka laju alir yang dihasilkan juga akan semakin besar. Hal tersebut dimungkinkan karena semakin besar ukuran tubing, maka penurunan tekanan (pressure drop) sepanjang pipa tubing akan semakin kecil, sehingga fluida yang dapat diproduksikan akan semakin besar yang ditunjukkan oleh tekanan alir dasar sumur yang mempunyai harga terkecil.
2.2.2. Flow Correlation
Flow correlation adalah persamaan yang berfungsi untuk melakukan pendekatan pressure drop aliran fluida dalam pipa. Banyak flow correlation yang dikembangkan untuk menghitung dan menentukan kehilangan tekanan sepanjang tubing produksi atau tubing performance relationship (TPR). Flow correlation dipengaruhi oleh berbagai macam faktor seperti diameter pipa, tekanan wellhead, jenis fluida, berat jenis fluida, komposisi fluida, panjang pipa, kemiringan pipa, permukaan pipa, viskositas fuida, dan laju alir fluida. Faktor-faktor tersebut akan mempengaruhi pressure drop aliran yang terdapat dalam pipa.
Flow correlation dikembangkan berdasarkan asumsi dan batasan batasan tertentu. Berikut adalah beberapa contoh flow correlation :
Persamaan Duns & Ros
Ukuran Tubing : Pressure drop menjadi overpredicted untuk ukuran tubing antara
1 dan 3inch
Oil Gravity(API) : Akurat pada oil gravity antara 13-56 °API
Gas Liquid Ratio (GOR) : Pressure drop menjadi overpredicted pada berapa pun nilai GLR,
khususnya eror lebih besar dari 20% untuk GLR > 5000
Water Cut (WC) : Tidak cocok untuk aliran multifasa
Remarks : Untuk vertical flow gas and liquid mixture
Persamaan Hagedorn & Brown
Ukuran Tubing : Akurat untuk ukuran tubing antara 1 dan 1.5 inch. Semakin besar
ukuran tubin menyebabkan overpredicted pada pressure drop
Oil Gravity(API) : Overpredicted pada minyak berat (13-25°API) dan
underpredicted pada minyak ringan (40-56°API)
Gas Liquid Ratio (GOR) : Pressure drop menjadi overpredicted pada GLR >5000
Water Cut (WC) : Akurat untuk berbagai nilai water cut
Remarks : Untuk vertical well dan oil viscosity in range 10 cp – 110 cp
Persamaan Orkiszewski
Ukuran Tubing : Akurat untuk ukuran tubing antara 1 dan 2 inch. Pressure drop
menjadi overpredicted pada ukuran tubing lebih dari 2 inch
Oil Gravity(API) : Overpredicted pada minyak berat (13-30°API) dan akurasi
meningkat seiring meningkat oil gravity
Gas Liquid Ratio (GOR) : Sangat akurat untuk GLR 5000. Error lebih besar dari 20%
untuk GLR >5000
Water Cut(WC) : Akurat untuk berbagai nilai water cut
Remarks : Untuk two phase flow pressure drop in vertical pipedan
merupakan esktensi dari Griffith and Walliswork
Persamaan Beggs & Brill
Ukuran Tubing : Akurat untuk ukuran tubing antara 1 dan 1.5 inch. Semakin besar
ukuran tubin menyebabkan overpredicted pada pressure drop
Oil Gravity(API) : Akurat untuk berbagai nilai oil gravity
Gas Liquid Ratio(GOR) : Overpredicted terjadi setiap kenaikan GLR. Erorr menjadi sangat
besar pada GLR > 5000
Water Cut (WC) : Akurat untuk water cut sampai dengan 10%
Remarks : Dikembangkan untuk inclined tubing
Future IPR
Seiring dengan waktu kemampuan alir dan tekanan reservoir akan menurun. Pada two-phase reservoir, penurunan kemampuan alir dan tekanan reservoir dikarenakan oleh turunya permeabilitas relatif dari reservoir akibat naiknya viskositas minyak. Future IPR dapat diprediksi untuk meotda Vogel dan Wiggins.
Persamaan yang dapat digunakan untuk mencari qo max future untuk metode Vogel adalah
qo maxf=qo maxpprfprp0.2+0.8 prfprp…(9)
Sedangkan untuk mendapatkan q max future untuk metode Wiggins adalah
qo maxf=qo maxpprfprp0.15+0.84 prfprp…(10)
qw maxf=qw maxpprfprp0.59+0.36 prfprp…(11)
Nilai qmaxf yang didapat dari persamaan (9) untuk metoda Vogel dan persamaan (10) dan (11) untuk metoda Wiggins beserta nilai tekanan reservoir future, prf, dimasukkan kembali kedalam persamaan (3) untuk metoda Vogel atau persamaan (7) dan (8) untuk metoda Wiggins sehingga didapatkan persamaan future IPR.
Persamaan lain yang dapat dipergunakan untuk menentukan future IPR adalah dengan dengan metoda Eckmeir dimana
Qo max2Qo max1=Pr1Pr23… (12)
Dapat juga dituliskan sebagai
Qomaxf=Qo max iPr1Pr23… (13)
Nilai Qo max f yg didapat dimasukkan kedalam Qo max persamaan metoda Vogel dan Wiggins untuk mendapatkan Future IPR.
Gas Lift
Gas lift merupakan salah satu metode artificial lift yang digunakan dengan cara menginjeksikan gas pada sumur produksi, yang bertujuan untuk meningkatkan laju produksi sumur. Gas yang diinjeksikan secara kontinu akan menurunkan densitas dari hidrokarbon. Injeksi gas akan menurunkan gradien tekanan alir dengan menurunkan densitas fluida yang mengalir di dalam tubing sehingga menjadi lebih ringan dan lebih mudah untuk diproduksikan ke permukaan. Dengan demikian laju produksi minyak akan meningkat
Gambar 2-3. Skema Sistem Gas Lift pada Sumur Produksi
Secara umum persamaan nodal pada pwh adalah sebagai berikut
pwh=pr- pfriksi- phidrostatik…(14)
Apa bila pfriksi diasumsukan sama dengan 0 dan pr sama dengan phidrostatik maka fluida tidak dapat mengalir, maka
pr= phidrostatik…(15)
pr= ρ g h…(16)
Agar tekanan hidrostatik fluida turun sehingga pr<ρ g h dan fluida dapat mengalir maka berat jenis fluida, ρ, harus diturunkan. Cara menurunkan berat jenis fluida adalah dengan menginjeksikan gas kedalam sumur.
2.4.1. Gas Lift Performance Curve (GLPC) dan Metode Equal Slope
Metode gas lift memerlukan gas sebagai sumber utama pada penerapannya. Akan tetapi gas yang tersedia dilapangan seringkali terbatas, sehingga alokasi gas lift merupakan tugas besar yang harus diperhitungkan agar laju produksi tetap berjalan secara maksimal. Setiap sumur memiliki GLPC (Gas Lift Performance Curve), GLPC menunjukkan laju alir gas yang diinjeksikan dengan laju alir produksi oil. Melalui data GLPC setiap sumur, maka dapat ditentukan alokasi gas lift untuk setiap sumur agar produksi dapat kembali meningkat.
Salah satu metode dalam alokasi gas injeksi adalah metode equal slope. Alokasi dengan metode ini dilakukan berdasarkan perbandingan antara qoil terhadap kebutuhan gas injeksi atau qinj.
Gambar 2-4. Slope: Laju Alir Minyak terhadap Laju Alir Injeksi Gas
Pada metode ini Qo pada Qo vs Qg inj, dibagi sama panjang lalu dilakukan perhitungan slope untuk setiap range kurva untuk setiap slope tertentu tersebut.
(Slope)i=Qo.,i-1/2-Qo.,i+1/2Qg,i-1/2-Qg,i+1/2…(17)
Apabila slope bernilai 0 maka didapatkan nilai maksimum dari kurva tersebut. Hal ini berarti bahwa pada nilai gas injection rate tersebut didapat nilai flow rate yang maksimum (laju injeksi gas lift). Setelah itu dibuat kurva slope vs gas injection rate untuk setiap sumur.
Gambar 2-5. Ilustrasi Equal Slope
Selanjutnya dari masing-masing kurfa antara Slope vs Gas-lift Injection Rate dijumlahkan untuk nilai slope yang sama. Kemudian dari kurva master slope ini dapat ditentukan hubungan antara total alokasi gas injection rate dengan slope gabungan dari beberapa sumur.
Gambar 2-6. Masterslope
2.4.2. Instalasi Gas Lift
Yang dimaksud disini adalah semua peralatan lift baik yang berada di dalam sumur maupun yang berada di permukaan, juga termasuk komplesi yang digunakan dalam sistem gas lift tersebut.
2.4.2.1. Jenis-Jenis Komplesi Gas Lift
Komplesi terbuka
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur tanpa memakai packer maupun standing valve. Jenis komplesi yang demikian dianjurkan untuk sistem continuous gas lift. Jenis komplesi terbuka ini jarang digunakan, tetapi untuk injeksi gas dari bagian tubing dan keluar dari annulus akan lebih ekonomis, atau pada sumur yang mempunyai problem kepasiran.
Komplesi setengah tertutup
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur, menggunakan packer antara tubing dan casing serta tidak menggunakan standing valve. Jadi, disini pengaruh injeksi gas terhadap formasi produktif dicegah oleh adanya packer. Komplesi semacam ini cocok untuk continuous maupun intermittent gas lift.
Komplesi tertutup
Yaitu jenis komplesi sumur gas lift, dengan tubing string digantungkan di dalam sumur, menggunakan packer dan juga standing valve ditempatkan di bawah valve gas lift terbawah atau ujung tubing string. Dalam hal ini injeksi gas sama sekali tidak terpengaruh terhadap formasi, karena dihalangi oleh packer dan standing valve. Komplesi ini biasanya digunakan pada sumur-sumur dengan tekanan dasar sumur rendah, dan produktivity index rendah.
Komplesi ganda
Komplesi ganda ini digunakan pada sumur-sumur yang mana terdapat dua formasi produktif atau lebih, diproduksikan melalui dua tebing yang terpisah dalam satu sumur. Masing-masing formasi produktif tersebut dipisahkan dengan menggunakan packer. Sedangkan susunan tubing tersebut bisa paralel atau sesuai (konsentris). Sistem ini mempunyai keuntungan lebih menghemat gas injeksinya bila production casing cukup besar, sehingga memungkinkan untuk ditempati oleh dua tubing secara bersejajaran. Model sepusat ini digunakan bila diameter casingnya kecil atau tidak memungkinkan untuk ditempati oleh dua tubing yang diletakkan secara sejajar.
Komplesi ruang (accumulation chamber lift instalation)
Sistem ini mirip dengan sistem komplesi tertutup, hanya bedanya di sini menggunakan ruang akumulasi. Ruang akumulasi berfungsi untuk memperkecil tekanan kolom minyak yang berada di dalam tubing. Tekanan kolom minyak menjadi kecil, karena akibat rendahnya kolom cairan yang ada di dalam ruang akumulasi, karena adanya packer di dalam tubing. Disamping ruang akumulasi yang berfungsi untuk memperbesar rate produksi minyak yang dihasilkan. Tipe komplesi ini digunakan pada sumur-sumur dengan tekanan dasr sumur rendah serta productivity index yang rendah pula.
Pack off instalation
Pada jenis ini, tidak perlu dilakukan penggantian tubing apabila ingin dilakukan pemasangan valve-valve gas lift pada sumur-sumur yang bersangkutan. Hal ini disebabkan, pada kedalaman casing tertentu telah di pasang pack off, di mana berfungsi sebagai penghubung annulus dengan fluida di dalam tubing melalui lubang kecil yang dapat dibuka dan ditutup. Hal ini dapat dilakukan karena terdapat alat yang disebut slidding side door. Jadi pada jenis alat ini, bila suatu saat memerlukan gas lift agar dapat meneruskan produksinya tidak perlu dilakukan penggantian tubing. Dengan menggunakan metode wire line, slidding side door dapat dibuka dan valve gas lift langsung digunakan.
2.4.2.2. Peralatan Gas Lift
Peralatan gas lift untuk menunjang operasinya sistem pengangkatan minyak dengan menggunakan metode injeksi gas ke dalam sumur dapat dibagian dua kelompok yaitu :
Peralatan di Atas Permukaan (Surface Equipment)
Well head gas lift x-mastree
Well head sebetulnya bukan merupakan alat khusus untuk gas lift saja, tetapi juga merupakan salah satu alat yang digunakan pada metode sembur alam, dimana dalam periode masa produksi, alat ini berfungsi menggantungkan tubing dan casing disamping itu well head merupakan tempat duduknya x-mastree.
Station kompresor gas
Kompresor gas yaitu suatu alat yang berfungsi untuk mendapatkan gas bertekanan tinggi untuk keperluan injeksi. Di dalam stasiun kompresor, terdapat beberapa buah kompresor dengan sistem manifold-nya. Dari stasium kompresor ini dikirimkan gas bertekanan sesuai dengan tekanan yang diperlukan sumur-sumur gas lift melalui stasiun distribusi.
Stasiun distribusi
Dalam menyalurkan gas injeksi dari kompresor ke sumur terdapat beberapa cara, antara lain :
Stasiun distribusi langsung
Pada sistem ini gas dari kompresor disalurkan langsung ke sumur-sumur produksi, sehingga untuk beberapa sumur mana membutuhkan gasnya tidak sama, sistem ini kurang efisien.
Stasiun distribusi dengan pipa induk
Pada sistem ini lebih ekonomis, karena panjang pipa dapat diperkecil. Tetapi karena ada hubungan langsung antara satu sumur dengan sumur lainnya, maka bila salah satu sumur sedang dilakukan penginjeksian gas sumur lain bisa terpengaruh.
Stasiun distribusi dengan stasiun distribusi
Pada sistem ini sangat rasional dan banyak dipakai di mana-mana, gas dibawa dari Stasiun pusat ke stasiun distribusi dari sini gas dikirim melalui pipa-pipa.
Alat-alat kontrol
Alat-alat kontrol yang dimaksudkan di sini adalah semua peralatan yang berfungsi untuk mengontrol atau mengatur gas injeksi, seperti :
Choke kontrol
Adalah alat yang mengatur jumlah gas yang diinjeksikan, sehingga dalam waktu yang telah ditentukan tersebut dapat mencapai tekanan tertentu seperti yang diinginkan untuk penutupan dan pembukaan valve. Khusus untuk intermittent gas lift.
Regulator
Adalah alat yang melengkapi choke kontrol berfungsi jumlah/banyaknya gas yang masuk. Apabila gas injeksi telah cukup regulator ini akan menutup. Khusus untuk intermittent gas lift.
Time cycle controller
Adalah merupakan alat yang digunakan untuk mengontrol laju/rate aliran injeksi pada aliran intermittent berdasarkan interval waktu tertentu/dengan kata lain, kerjanya berdasarkan prinsip kerja jam. Maka alat ini akan membuka regulator selama waktu yang telah ditentukan untuk mengalirkan gas injeksi, setelah selama waktu tertentu regulator menutup dalam selang waktu yang telah ditentukan.
Peralatan di Bawah Permukaan ( Sub Surface Equipment)
Kamar akumulasi
Kamar akumulasi merupakan ruang/chamber terbuat dari tubing yang berdiameter lebih besar dari tubing di bawahnya terdapat katup/valve tetap untuk menahan cairan supaya jangan sampai keluar dari kamar akumulasi pada saat dilakukan injeksi. Fungsinya adalah memperkecil tekanan kolom minyak yang berada di atas tubing.
Pinhole collar
Pinhole Collar adalah suatu collar khusus yang mempunyai lubang kecil tempat gas injeksi masuk ke dalam tubing. Letaknya di dalam sumur ditentukan lebih dahulu. Pada umumnya penggunaan collar semacam ini tidak effesien, karena sumur tidak memproduksi secara optimum ratenya.
Valve gas lift
Secara penggunaan valve gas lift berfungsi untuk :
Memproduksi minyak dengan murah dan mudah tanpa memerlukan injeksi gas yang tekanannya sangat besar.
Mengurangi unloading (kick off) atau tambahan portable compressor.
Kemantapan (stability) mampu mengimbangi secara otomatis terhadap perubahan-perubahan tekanan yang terjadi pada sistem injeksi gas.
Mendapatkan kedalaman injeksi yang lebih besar untuk suatu kompresor dengan tekanan tertentu.
Menghindari swabbing untuk high fluid well atau yang diliputi air.
Secara berturut-turut perkembangan valve dapat diikuti seperti berikut :
Spring loaded differential valve :
Jenis ini paling banyak digunakan pada masa-masa yang lalu bekerja berdasarkan kondisi reservoir.
Secara normal bila tidak ada gaya-gaya maka valve tersebut akan membuka. Spring loaded pressure dapat diatur dengan Adjust Table Nut agar spring pressure ini dapat berkisar 100-150 psi. Pada saat valve terbuka, maka dua gaya yang bekerja pada tangkai valve :
Melalui port dibagian valve, sehingga tekanan injeksi gas sepenuhnya pada kedalaman di manan valve dipasang, akan bekerja seluruh permukaan atau dari steam, dan menekan melawan tekanan dari spring (berusaha untuk menutup).
Melalui choke pada dinding sampai valve tersebut.
Mechanically controlled differential valve
Membuka dan menutupnya valve dilakukan dengan kawat dari permukaan. Jenis ini sudah jarang di pakai pada waktu sekarang, karena akan terjadinya banyak kesulitan, kawat mudah putus, korosi effesiensi rendah, prinsip pemikiran kurang populer, saat pemasangan lama, juga sangat sukar operasinya pada saat unloading. Valve jenis ini untuk intermittent flow.
Specific gravity differential valve
Jenis ini biasa dipergunakan untuk continuous flow, dengan menggunakan diafragma karet. Membuka dan menutupnya valve berdasarkan gradient tekanan di tubing bila gradient tekanan di tubing naik, maka valve akan membuka, bila gradient tekanan turun dengan adanya gas injeksi, maka valve akan menutup.
Pressure charge bellow valve
Jenis ini paling umu digunakan dewasa ini, karena mempunyai sifat-sifat khusus, yaitu :
mudah dikontrol kerjanya, karena otomatis
operating pressure konstan
dapat digunakan baik intermittent maupun continuous
Secara normal valve ini akan menutup, karena adanya pressure charge bellow. Sedangkan valve ini akan bekerja karena adanya tekanan injeksi gas.
Flexible sleave valve
Yang aliran gas masuk ke dalam tubing adalah karet yang mudah lentur (flexible). Sedangkan valve ini mempunyai dome (ruang) berisi gas kering dengan tekanan tertentu. Tekanan buka valve sama dengan tekanan tutupnya dan juga sama dengan tekanan gas dalam dome. Valve dapat digunakan untuk aliran intermittent maupun continuous dengan injeksi gas diatur dari permukaan.
2.5. Sistem Nodal Analisis
Sistem sumur produksi yang menghubungkan antara formasi produktif dengan separator dapat dibagi menjadi enam komponen diantaranya :
Komponen formasi produktif reservoir
Dalam komponen ini fluida reservoir mengalir dari batas reservoir menuju ke lubang sumur, melalui media berpori.
Komponen komplesi.
Adanya lubang perforasi ataupun gravel pack didasar lubung sumur akan mempengaruhi aliran fluida dari formasi ke dasar lubang sumur. Berdasarkan analisa di komponen ini, dapat diketahui pengaruh jumlah lubang perforasi ataupun adanya gravel pack terhadap laju produksi sumur.
Komplesi tubing.
Fluida multifasa yang mengalir dalam pipa tegak maupun miring, akan mengalami kehilangan tekanan yang besarnya antara lain tergantung dari ukuran tubing. Dengan demikian analisa tentang pengaruh ukuran tubing terhadap laju produksi dapat dilakukan dalam komponen ini.
Pengaruh ukuran pipa salur terhadap laju produksi yang dihasilkan suatu sumur , dapat dianalisis dalam komponen ini seperti halnya pengaruh ukuran tubing dalam komponen tubing
Komponen retriksi / jepitan
Jepitan yang dipasang di kepala sumur atau didalam tubing sebagai safety valve, akan mempengaruhi besar laju produksi yang dihasilkan dari suatu sumur. Pemilihan ataupun analisa tentang pengaruh ukuran jepitan terhadap laju produksi dapat dianalisis pada komponen ini.
Komponen separator
Laju produksi suatu sumur dapat berubah dengan berubahnya tekanan separator. Pengaruh perubahan tekanan kerja separator terhadap laju produksi untuk system sumur dapat dilakukan pada komponen ini.
Keenam komponen diatas berpengaruh terhadap laju produksi sumur yang dihasilkan. Laju produksi yang optimum dapat diperoleh dengan cara memvariasikan ukuran tubing, pipa salur, jepitan dan tekanan kerja separator. Pengaruh kelakuan alira fluida dimasing – masing komponen system sumur secara keseluruhan akan dianalisa, dengan menggunakan analisis system modal.
Nodal merupakan titik pertemuan antara dua komponen, dimana dititik pertemuan tersebut secara fisik akan terjadi keseimbangan tekanan. Hal ini dimaksud masa fluida yang keluar dari suatu komponen akan sama dengan masa fluida yang masuk ke dalam komponen berikutnya yang saling berhubungan atau tekanan diujung suatu komponen akan sama dengan tekanan diujung komponen yang lainya yang berhubungan. Dalam system sumur produksi dapat ditemui 4 titik nodal diantaranya :
Titik nodal didalam sumur
Titik nodal ini merupakan pertemuan antara komponen formasi produktif/ reservoir dengan komponen tubing apabila komplesi sumur adalah open hole atau pertemuan antara komponen tubing dengan komponen komplesi yang di perforasi atau bergravel pack.
Titik nodal dikepala sumur
Titik nodal ini merupakan titik pertemuan antara komponen tubing dan pipa salur dalam hal sumur tyidsk di lengkapi dengan jepitan atau merupakan pertemuan komponen tubing dengan koomponen jepitan bilah sumur dilengkapi jipitan.
Titik nodal diseparator
Pertemeuan antara komponen pipa salur dengan komponen separator merupakan satu titik nodal.
Titik nodal di " upstream / downstream " jepitan
Sesuai dengan letak jipitan, titik nodal ini dapat merupakan pertemuan antara komponen jipitan dengan komponen tubing, apabilah jepitang dipasang di tubing sebagai safety valve atau merupakan pertemuan antara komponen tubing di permukaan dengan komponen jepitang apabilah jepitang pasang di kepala sumur.
Analisa system nodal dilakukan dengan membuat diagram laju produksi, yang merupakan grafik yang menghubungkan anatara perubahan tekanan dan laju produksi untuk setiap komponen. Hubungan anatara tekanan dan laju produksi diujung setiap komponen untuk system sumur secara keseluruhan pada dasarnya merupakan kelakuan aliran di:
Media berpori menuju dasar sumur pipa
Pipa tegak (tubing) dan pipa datar (flow line)
Jepitan
Analisan system nodal terhadap suatu sumur diperlukan untuk tujuan
Meneliti kelakuan aliran fluida reservoir di setiap komponen sistem sumur untuk menentukan pengaruh masing-masing komponen terhadap system sumur secara keseluruhan
Mengabungkan kelakuan aliran fluida reservoir diseluruh komponen sehingga dapat diperkirakan laju produksi sumur.
Untuk menganalisa pengaruh suatu komponen terhadap system sumur secara keseluruhan, di pilih titik nodal yang terdekat dengan komponen tersebut. Apabilah ingin mengetahui pengaruh ukuran jepitan terhadap laju produksi maka di pilih titik nodal di kepala sumur atau bilah ingin mengetahui pengaruh jumlah lubang perforasi maka dipilih titik nodal dasar sumur.
Perencanaan system sumur produksi ataupun perkiraan laju produksi dari suatu system sumur yang telah ada dengan menggunakan analisa system nodal. Ketelitian dan keberhasilan dari system nodal sangat tergantung dari ketelitian dan tepatnya pemilihan korelasi atau metode kelakuan aliran fluida reservoir.
