Tubing Completion

4.5. Perencanaan Well Completion pada Sumur Gas 4.5.1. Formation Completion.

Metode formation completion dapat dibagi menjadi tiga yaitu: Open hole completion, Cased hole completion, Sand exclusion types dan permanent completion. 4.5.1.1. Open Hole Completion.

Metode ini merupakan metode yang paling sederhana dimana casing dipasang hanya sampai pada puncak formasi produksi sehingga formasi produktif tidak tertutup secara mekanis, dengan demikian aliran fluida reservoir dapat langsung masuk kedalam sumur tanpa halangan. Metode open hole completion hanya cocok digunakan untuk formasi-formasi yang kompak atau tidak mudah gugur, formasi moderatly cemented sampai high cemented (kekompakan batuan 1,8 samapi 2,2). Bila laju produksi cukup besar maka  produksi dilakukan melalui casing. Sedangkan pemasangan tubing diperlukan diperlukan bila laju  produksi fluida reservoirnya reservoirnya tidak terlalu besar serta untuk penginjeksian penginjeksian zat-zat kimia didalam menanggulangi masalah korosi dan scale. Dalam mengevaluasi kelakuan sumur (well performance) standard yang digunakan adalah productivity index dari open hole yang menembus seluruh zone atau lapisan produktif dimana tidak ada gangguan gan gguan permeabilitas disekitar lubang sumurnya. Productivity ratio (PR) merupakan perbandingan antara productivity index suatu sumur  pada setiap kondisi terhadap productivity index standard sumur tersebut. Walaupun  productivity index sumur standard sering tidak diketahui, tetapi pengaruh perubahan perubahan tertentu didalam sistim sumur dapat dievaluasi dengan pertimbangan pertimbangan teoritis, model laboratorium atau test sumur. Pemakaian metode open hole completion memiliki beberapa keuntungan dan kerugian antara lain : Keuntungan : 1. Fluida mengalir ke lubang sumur dengan diameter penuh, sehingga dapat diperoleh laju produksi yang lebih besar dibandingkan dengan cara lain. 2. Memperkecil kemungkinan terjadinya kerusakan formasi.

219

220

3. Interpretasi log tidak kritis karena seluruh interval terbuka. 4. Mudah ditambah kedalaman bila diperlukan. 5. Mudah ditambah secara liner atau perforated completion. Kerugian : 1. Sukar dilakukan pengontrolan produksi air atau gas. 2. Sukar melakukan stimulasi pada interval produksi bila d iperlukan suatu selective stimulation. 3. Harus sering dibersihkan pada interval formasi produktifnya, terutama bila formasinya kurang kompak. 4. Pemasangan casing dilakukan dengan cara coba-coba sebelum pemboran terhadap formasi produktif.

4.5.1.2. Cased Hole Completion.

Dalam metode ini casing produksi dipasang sampai dasar formasi produktif dan disemen selanjutnya diperforasi pada interval-interval yang diinginkan. Dengan adanya casing maka formasi yang mudah gugur dapat ditahan. Cased hole completion umumnya digunakan pada formasi-formasi dengan faktor sementasi (m) sebesar 1,4. Adapun penggunaan metode ini mempunyai keuntungan dan kerugian sebagai berikut : Keuntungan : 1. Dapat mengontrol produksi air atau gas yang berlebihan. 2. Stimulasi atau treatment dapat dilakukan lebih selektif. 3. Mudah ditambah kedalaman bila diperlukan. 4. Casing akan menghalangi masuknya pasir, komplesi tambahan dapat dilakukan sesuai dengan teknik pengontrolan pasir yang dikehendaki. 5. Dapat disesuaikan dengan semua konfigurasi multiple completion. Kerugian : 1. Memerlukan biaya perforasi

221

2. Interpretasi log kadang-kadang kritis, karena perlu dilakukan gamma ray log agar tidak salah memilih lapisan pasir dan menghindari zona submargin pada saat  perforasi. 3. Kemungkinan terjadinya kerusakan formasi lebih besar.

Pelaksanaan Perforasi

Pekerjaan perforasi dilakukan dengan cara memasukkan perforator kedalam casing didalam lubang sumur. Untuk melakukan perforasi ada dua cara yang biasa dipakai, yaitu dengan bullet/gun perforator dan jet/shape perforator. A. Bullet/Gun Perforator.

Komponen utama dari bullet perforator meliputi : a. Fluid seal disk yang berfungsi menahan masuknya flida sumur ke dalam alat dimana dapat melemahkan kekuatan membakar powder.  b. Gun barrel c. Gun body dimana barrel disekrupkan dan juga untuk menempatkan sumbu (igniter) dan propellant dengan shear disk didasarnya, untuk memegang ballet ditempatnya sampai tekanan maksimum dicapai karena terbakarnya powder. d. Wire (kawat) yang meneruskan arus listrik untuk mekanisme pengontrolan  pembakaran powder charge. Gambar 4.27. adalah penampang dari bullet  perforator serta komponen-komponen utamanya. Peluru-peluru baja yang digunakan berukuran 1/8 inchi sampai 1 inchi.

222

Gambar 4.27. Penampang Bullet Perforator (Buzarde, L.E.; " Production Operation Course I - Well Completion") Prinsip kerja :

Adanya arus listrik melalui wire line maka timbul pembakaran pada prop ellant didalam cartridge  –   tube sehingga terjadi ledakan yang melontarkan bullet dengan kecepatan tinggi. Penembusan casing, semen dan formasi terjadi karena gaya yang timbul dari kecepatan peluru yang ditembakkan secara serentak maupun satu persatu.. Penggunaan alat perforasi jenis bullet perforator mempunyai beberapa keuntungan dan kerugian. Keuntungan : 1. Pemakaian perforator jenis bullet ini lebih murah dari peng gunaan jenis jet. 2. Dapat menyebabkan rekahan pada formasi batuan sehingga dapat menaikkan  permeabilitas pada formasi yang tebal. 3. Lubang perforasi berbentuk bulat (tidak tajam) sehingga sewaktu-waktu dapat ditutup klep-klep bila diperlukan. 4. Kekuatan penembusan (penetrasi) tidak banyak berkurang karena pengaruh dari stand off yang besar.

223

5. Memberikan penetrasi yang lebih dalam dibandingkan jet untuk formasi yang lunak. Kerugian : 1. Efek fracturing yang dihasilkan dapat menimbulkan kerugian bila formasi  produktif tipis-tipis dan tidak diinginkan air atau fluida lainnya ikut terproduksi. 2. Tidak dapat digunakan untuk temperatur yang tinggi. 3. Sukar menembus formasi yang keras. 4. Kurang baik bila digunakan untuk sumur yang mempun yai casing berlapis-lapis.

B. Jet/Shape Perforator.

Proses perforasi dengan jet perforator dilukiskan dalam gambar 4.28. Detonator elektris memulai reaksi berantai dimana berturut-turut meledakkan primacord, booster  berkecepatan tinggi didalam charge dan akhirnya peledak utama. Tekanan tinggi yang dihasilkan oleh bahan peledak menyebabkan logam didalam charge liner mengalir, memisahkan inner dan outer liner. Pembentukan tekanan lebih lanjut pada liner menyebabkan suatu dorongan jet berkecepatan tinggi dari partikel-partikel yang dimuntahkan dari cone pada kecepatan sekitar 20.000 ft/sec dengan tekanan pada titik ujungnya kira-kira 5 juta psi. Selubung terluar liner rusak untuk membentuk suatu gerakan aliran metal yang rendah dengan kecepatan antara 1500 psi dan 3000 psi. Sisa outer liner ini mungkin dapat membentuk slug tunggal yang disebut sebagai carot atau aliran partikel-partikel logam. Keuntungan dan kerugian dari pemakaian jet/shape  perforator adalah :

224

Gambar 4.28.. Proses Perforasi Dengan Jet perforator (Buzarde, L.E.; " Production Operation Course I - Well Completion")

Keuntungan : 1. Dapat digunakan untuk temperatur tinggi (sampai 350o F atau 400o F). 2. Fracture yang terjadi tidak terlalu besar sehingga cocok untuk formasi-formasi yang tipis untuk mencegah terproduksikannya air atau fluida-fluida lainnya. 3. Murah untuk interval-interval peforasi yang panjang karena untuk sekali diturunkan alat ini dapat menghasilkan jumlah tembakan yang lebih banyak. 4. Untuk formasi yang keras penggunaan bullet perforator merupakan alternatif yang baik. 5. Dapat digunakan pada operasi didalam tubing, misalnya permanent type completion karena tidak memerlukan diameter yang besar seperti pada bullet  perforator. Kerugian : 1. Kurang memberikan fracture sehingga tidak dapat menaikkan permeabilitas  pada formasi-formasi yang tebal.

225

2. Jet perforator memberikan hasil lubang yang runcing-runcing dibagian dalam dan tidak bulat sehingga tidak dapat digunakan klep bola untuk menutupnya  bila diperlukan. 3. Biaya operasi jet perforator lebih mahal dari bullet un tuk interval perforasi yang  pendek atau penembakan sedikit. 4. Stand Off yang besar menyebabkan jet terhalang oleh lumpur.

Kondisi Kerja Perforasi

Selama pekerjaan perforasi dilakukan diperlukan fluida pemberat sebagai  perimbangan tekanan formasi, agar tidak terjadi semburan liar. Kolom fluida yang digunakan sebagai fluida pemberat yang merupakan kon disi lingkungan kerja perforasi ada dua macam yang dihubungkan dengan berat kolom cairan, yaitu Conventional Overbalance dan Underbalance. A. Conventional Overbalance.

Kondisi kerja yang dikontrol oleh fluida/lumpur komplesi dengan mempunyai  berat kolom fluda lebih besar tekanannya dari tekanan formasi. Cara ini umum digunakan pada : - Komplesi multizone, - Komplesi gravel pack (cased hole), - Komplesi dengan menggunakan liner, - Komplesi pada casing intermediate. Masalah yang sering timbul dengan teknik overbalance ini adalah : 1. Terjadi kerusakan formasi yang lebih besar, akibat reaksi lumpur komplesi dengan mineral-mineral batuan formasi. 2. Penyumbatan oleh bullet/gun charge dan runtuhan batuan. 3. Mud loss sulit dikontrol. 4. Clean Up sulit dilakukan.

B. Underbalance

226

Kondisi kerja disini berlawanan dengan overbalance, yaitu fluida komplesi mempunyai tekanan yang lebih rendah dari tekanan formasi. Cara ini sangat cocok digunakan pada formasi yang sensitif/reaktif dan umumnya lebih baik dari overbalance, karena : 1. Dengan kondisi ph < pf, maka memungkinkan terjadi aliran balik dari formasi ke sumur, sehingga hancuran hasil perforasi (debris) dapat segera terangkat keluar dan tidak menyumbat hasil perforasi. 2. Tidak akan terjadi mud loss, skin akibat reaksi fluida komplesi dengan formasi. 3. Clean up lebih cepat dan efektif.

Evaluasi Performance Perforator

Performance perforator dimaksudkan untuk melihat parameter-parameter yang mempengaruhi perforasi tersebut.

4.5.1.3. Sand Exclusion Types Completion.

Metode ini digunakan dengan maksud mencegah terproduksikannya pasir dari formasi produktif yang kurang kompak. Metode-metode yang umum digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran adalah liner completion, gravel pack completion yang biasa dikombinasikan dengan screen liner dan consolidation completion. i.

Liner Completion

Metode ini biasa digunakan untuk formasi produktif dengan faktor sementasi antara 1,4 sampai 1,7. Liner completion dapat dibedakan menjadi dua berdasarkan cara pemasangan linernya, yaitu screen liner completion dan perforated liner completion. - Screen liner completion Dalam metode ini casing dipasang sampai puncak lapisan produktif. Liner dipasang pada formasi produktif yang dikombinasikan dengan screen sehingga pasir yang ikut aliran produksi tertahan oleh screen. Keuntungan screen liner completion

227

Formation damage selama pemboran melewati zone produktif dapat dikurangi. Tidak ada biaya peforasi. Dapat disesuaikan dengan cara khusus untuk mengontrol pasir. Pembersihan lubang dapat dihindarkan. Kerugian screen liner completion : Produksi air dan gas sulit dikontrol Stimulasi tidak dapat dilakukan secara selektif. Rig Time bertambah dengan digunakannya cable tool Sumur tidak mudah ditambah kedalamannya. Fluida tidak mengalir dengan diameter penuh.

- Perforated liner Completion Dalam metode ini casing dipasang sampai diatas lapisan produktif. Zone produktif dibor dan dipasang casing line dan disemen. Selanjutnya liner diperforasi untuk  produksi. Keuntungan metode perforated liner completion : 1. Kerusakan formasi dapat dikurangi. 2. Produksi gas atau minyak lebih mudah dikontrol. 3. Stimulasi dapat dilakukan secara selektif. 4. Sumur dapat ditambah kedalaman dengan mudah.

Kekurangan metoda perforated liner completion :

228

1. Fluida mengalir ke lubang sumur tidak dengan diameter penuh. 2. Interpretasi log kritis, karena perlu dilakukan gamma ray log agar tidak salah memilih lapisan pasir dan menghindari zona sub margin pada saat akan dilakukan perforasi. 3. Penyemenan liner sulit dilakukan. 4. Ada tambahan biaya untuk perforasi, penyemenan dan rig time.

Didalam screen liner completion, dijumpai beberapa macam jenis screen liner yang dapat digunakan, yaitu : Slotted screen liner  (screen liner dengan lubang berupa celah yang horisontal atau vertikal), wire wrapped screen liner   (pipa saringan berupa anyaman) dan  prepack screen liner   (pipa saringan yang terdiri dari dua pipa diantaranya diisi oleh gravel). Lubang (opening) pada screen liner harus mempunyai ukuran tertentu agar  pasir dapat membentuk susunan penahan (bridging) dan tertahan pada screen. Untuk maksud tersebut dilakukan analisa butiran pasir dengan tujuan menganalisa butir dan distribusinya.

2. Gravel Pack Completion.

Metode ini dilakukan bila screen liner masih tidak mampu menahan terproduksikannya pasir. Caranya adalah dengan menginjeksikan sejumlah gravel pada formasi produktif di sekeliling casingnya hingga fluida akan tertahan oleh pasir yang membentuk barrier dibelakang gravel dan gravel ditahan oleh screen. (A). Formasi produktif yang akan digravel diperforasi, kemudian lubang dibersihkan dari pasir formasi. (B).

Rangkaian pipa diturunkan, kemudian gravel diinjeksikan dengan tekanan tertentu.

(C). Screen liner dengan packer diturunkan disertai dengan wash-pipe untuk membersihkan pasir yang ada di dalam lubang sumur.

229

(D). Setelah selesai penempatan screen liner pada kedalaman yang diinginkan, maka wash-pipe diangkat. Prosedur pemasangan Gravel pack tidak terlepas dari kondisi lubang sumur yaitu open hole atau cased hole. Dari keadaan lubang sumur ini, maka pemasangan gravel dapat digolongkan menjadi dua sistim yaitu : External Gravel Pack dan Internal Gravel Pack..

1. External Gravel Pack

Jenis gravel pack ini diterapkan pada sumur yang berkondisi open hole. Secara luas open hole gravel pack diterapkan dimana karakteristik formasi memenuhi komplesi lubang terbuka dan instalasi kontrol kepasiran harus mampu mengalirkan fluida reservoir secara maksimal. Perencanaan dan pemakaian yang tepat akan memberikan produktivitas yang lebih besar daripada inside gravel pack ataupun metode-metode sand consolidation, karena casing yang terperforasi akan bersifat membatasi dan lubang bor yang diperbesar akan memperbaiki aliran radial yang terjadi di dalam sumur. External gravel  pack sesuai untuk diterapkan pada sumur-sumur yang index produktivitasnya tidak mengalami penurunan yang besar selama berproduksi. Pada external gravel pack ini, gravel ditempatkan kedalam formasi dibelakang casing. Sedangkan variasi dari jenis external gravel pack adalah dimana zone produktif telah dicasing yang kemudian casing pada zone tersebut disobek/dipotong dan diperbesar. Pengoperasian penempatan gravel biasanya menggunakan fluida berviscositas tinggi, hal ini untuk mencegah terbentuknmya rangkaian penahan sebelum annulus antara screen dan formasi terisi.

1. Internal Gravel Pack

Jenis gravel pack ini diterapkan pada kondisi lubang bor dalam keadaan tercasing dan terperforasi. Prinsip pemasangan gravel pack ini adalah dengan

230

menempatkan gravel tersebut diantara liner dan casing. Metode cased hole/internal gravel pack dapat diterapkan pada : 4. Formasi dengan interval produksi yang panjang, dimana metode penempatan  pasir/sand consolidation tidak dapat diterapkan. 5. Formation yang berlapis-lapis, dimana produksi diharapkan dapat dilakukan melalui satu rangkain pipa produksi.

Faktor utama yang harus diperhatikan dalam cased hole gravel pack ini adalah dilakukannya pembersihan lubang perforasi dengan menggunakan fluida komplesi sebelum gravel dimasukkan ke dalam lubang sumur/formasi. Hal ini untuk mencegah terjadinya sumbatan pada alur maupun lubang perforasi. Pengoperasian gravel dengan konsentrasi tinggi akan memberikan hasil yang  baik karena fluida yang kental akibat konsentrasi tinggi akan dapat mengurangi terjadinya pencampuran antara pasir formasi dengan butiran gravel. Dengan mengetahui teknik penempatan gravel dalam formasi produktif, maka  bisa mendasari metode pengerjaan gravel pack. Prosedur penempatan gravel pack terdiri dari circulating pack, sequeeze pack dan combination .

- Circulating Pack Circulating pack menggunakan cross over tool dan wash pipe untuk menempatkan gravel di sekeliling screen atau liner. Gravel dipompa ke dalam tubing dan keluar melalui cross over port. Kembali melalui screen atau melewati screen sampai formasi  pasir. Metode ini juga tidak efektif dalam open hole gravel pack dan interval yang  panjang. - Sequeeze Pack Dengan metode sequeeze pack, gravel pack slurry ke dalam formasi dan sekeliling screen tanpa kembali melewati screen. Dilanjutkan sampai lapisan pasir. Metode ini

231

sangat eifisien dalam menempatkan gravel melewati perforasi tetapi hanya tebatas untuk interval 45 ft atau kurang. - Combination Squeeze and Circulate. Metode ini yang terbaik dan serba guna untuk digunakan. Slurry disirkulasikan ditempat dan kembali melewati pembuka bawah. Jika volume yang sudah diperhitungkan dipompa atau penambahan tekanan diamati, peralatan ditempatkan  pada posisi sequeeze sampai lapisan pasir. Sekarang peralatan ditempatkan pada  posisi sirkulasi atas dan kembali melewati produksi screen sampai lapisan pasir. Urutan diulangi sampai volume yang memadai dari gravel akibat adanya butiran gravel tersebut.

4.3.1.4. Permanent Completion

Dalam metode komplesi ini wellhead dan tubing string dipasang sekali selama sumur hidup. Karena semua peralatanhanya dipasang sekali, maka syarat utamanya adalah fluida produksi tidak bersifat korosif. Beberapa keuntungan dari metode ini ialah : 6. Penghematan biaya, karena operasi-operasi yang dilakukan seperti perforasi, sequeeze cementing, plug back gravel pack tidak perlu mengangkat tubing tetapi menggunakan alat yang sudah didesain khusus. 7. Kemungkinan kerusakan formasi atau tertutupnya lubang perforasi dapat dihindari karena tidak menggunakan lumpur pemboran. Pada suatu conventional recompletion dari jenis ini mungkin perlu : 8. Mematikan sumur dengan lumpur. 9. Manarik tubing dan menurunkan kembali dengan sequeeze retainer. 10. Penarikan tubing. 11. Penurunan gun perforator dan melakukan penembakan. 12. Penurunan tubing dan penempatan kembali sumur pada produksi. Pada komplesi jenis ini waktu, tenaga dan peralatan lebih hemat. Kemajuan dan  pengembangan dari peralatan dan material lainnya mengalami kemajuan dengan cepat.

232

4.3.2. Tubing Completion

Tubing completion dibedakan menajdi tiga jenis berdasarkan jumlah  production string yang digunakan dalam satu sumur. Jenis-jenis tersebut adalah : Single completion, Commingle completion, dan multiple completion.

4.3.2.1. Single Completion

Merupakan metode completion yang hanya menggunakan satu production string dimana sumurnya hanya memiliki satu lapisan atau zona produktif. Berdasarkan kondisi reservoir dan lapisan batuan produktifnya, single completion dibedakan menjadi dua jenis, yaitu open hole completion dan cased hole completion.

4.3.2.2. Commingle Completion

Metode ini dilakukan untuk sumur yang memiliki lebih dari satu lapisan atau zone produktif, yang diproduksikan melalui satu production string. Macam-macam Commingle Completion : 1. Single tubing with single packer. Merupakan cara produksi yang dipakai untuk sumur yang mempunyai dua zona  produktif. Kedua zona dibatasi dengan sebuah packer. Lapisan/zona bawah diproduksikan melalui tubing, sedangkan zona atas fluidanya diproduksika n melalui annulus antara tubing dan casing. 2. Single tubing with dual packer Digunakan apabila mempunyai dua zone produktif dan kedua fluida dari zona atas dan bawah dialirkan ke permukaan melalui satu tubing dengan menggunakan cross over choke. 3. Single tubing single packer with extra tubing Jenis extra tubing digunakan untuk menginjeksikan zat-zat kimia. 4. Single tubing with multiple packer

233

Merupakan metode yang digunakan untuk memproduksikan fluida reservoir dari tiga atau lebih zona produktif melalui satu tubing. Masing-masing zona dipisahkan dengan packer. Fluida dari zona atas masuk ke dalam tubing melalui coupling. Keuntungan dan kelemahan dalam menggunakan metode commingle completion ini antara lain : 13. Masing-masing bagian dari alat produksi dapat dibuka dan ditutup d engan wire line. 14. Pengontrolan aliran dari masing-masing zona sukar dilakukan. 15. Untuk melakukan treatment atau perforasi ulang, sukar dilakukan tanpa mematikan sumur dan mengangkat tubing.

4.3.2.3. Mutiple Completion

Merupakan metode yang digunakan untuk sumur yang memiliki lebih dari satu zona atau lapisan produktif, dimana tiap-tiap zona produktif diproduksikan sendiri secara terpisah sesuai dengan produktivitas serta jarak masing-masing zona, sehingga dapat memaksimalkan perolehan minyak dan gas. Dengan cara multiple completion ini pengontrolan produksi dari masingmasing zona dan juga kerusakan alat dan formasi dapat dilakukan dengan mudah. Tetapi kerugiannya terletak pada besarnya biaya yang dikeluarkan, karena tiap-tiap zona harus memiliki peralatan sendiri, juga perlatan untuk meganggulangi masalah scale atau korosi. 1. Multiple-packer completion Jenis komplesi ini digunakan pada sumur yang mempunyai lebih dari satu lapisan atau zona produksi dimana utnuk memisahkan aliran fluida dari masing-masing dilakukan dengan pemakaian packer. Kekurangan dari metode multiple-packer completion antara lain : 16. Investasi awal mahal. 17. Artificial lift sulit dilakukan.

234

18. Tubing dan packer seringkali bocor, sehinga stimulasi dan workover tidak mudah dilakukan 19. Ongkos operasi relatif mahal. 2. Multiple-tubingless Completion Completion dalam metode ini tidak digunakan production tubing tetapi digunakan casing berukuran kecil. Biasanya digunakan casing berukuran 2 7/8 inchi. Metode ini sesuai untuk sumur-sumur yang mempunyai umur produksi panjang, adanya  pekerjaan stimulasi antara lain : acidizing, fracturing, sand control dan masalahmasalah lain yang memerlukan stimulasi atau treatment. Sedangkan untuk sumursumur yang memproduksikan fluida yang bersifat korosif, maka pemilihan metode ini tidak cocok, karena casing produksi disemen secara permanen. Beberapa keuntungan yang diperoleh dari pemakaian metode ini adalah : - Mengurangi biaya, karena biaya komplesi awal dan work over dimasa mendatang lebih murah : 

Pengunaan casing produksi yang besar dapat dihindarkan



Tidak memerlukan pemasangan packer, tubing dan peralatan produksi lainnya.

20.

Tidak ada ketergantungan dari masing-masing zona dan masing-masing zona

dapat diproduksikan tanpa mengganggu lapisan/tubing yang lain. 21.

Tidak ada kerugian akibat kebocoran tubing atau packer.

22.

Artificial lift penutupan atau work over suatu zona tidak mengganggu zona

yang lain.

Sedangkan kerugian akibat pemakain metode ini antara lain : 23. Laju produksi terbatas. 24. Pengontrolan korosi dan parafin lebih kritis. 25. Stimulasi atau treatment dengan laju yang tinggi lebih sulit dilakukan.

235

26. Pengontrolan zona pasir yang tebal lebih sulit dilakukan. 27. Resiko yang tinggi akibat adanya tekanan fluida sumur.

4.3.2.4. Tubingless Completion

Pada metode ini tidak digunakan production tubing, melainkan digunakan casing ukuran kecil. Casing yang sering dilakukan 2 7/8 inchi sebagai production casing dan disemen dengan formasi, sehinggga komplesinya adalah permanen. Metode ini sesuai untuk sumur-sumur yang mempunyai banyak permasalahan seperti sand control, fracturing, acidizing dan masalah-masalah lain yang memerlukan stimulasi atau treatment. Keuntungan-keuntungan metode tubingless completion 28. Masing-masing lapisan produktif dapat dilakukan workover, artificial lift tanpa mengganggu lapisan lain 29. Hubungan antar lapisan dapat dihindarkan 30. Biaya lebih murah, karena tidak digunakan casing produksi, packer dan tubing serta peralatan lainnya. 31. 4.3.3. Well Head Completion

Wellhead atau kepala sumur adalah suatu istilah yang digunakan untuk menguraikan peralatan yang terdapat pada bagian atas dari rangkaian pipa, menyekat daripada masing-masing casing dan tubing serta untuk mengontrol produksi sumur. Dalam menentukan jenis dan ukuran wellhead com pletion sebagai tindak lanjut dari formation completion dan tubing completion, maka pada bagian ini akan dibahas mengenai pemilihan peralatan wellehad (ukuran, grade, disain, dimensi dankualitas) yang bertujuan untuk memberikan keselamatan kerja pada saat penggantian atau  pemasangan  peralatan tersebut. Dalam hal ini pemilihan peralatan dibatasi berdasarkan standard American Petroleum Instiute (API). Peralatan wellhead dalam standard API diklasifikasikan berdasarkan kesanggupannya dalam menahan tekan kerja (working

236

 pressure) yang berkisar antara 960 psi sampai 15000 psi, seperti ditunjukkan dalam tabel 4-1. Untuk seri 600 berarti mempunyai tekanan kerja 2000 psi. Sedangkan tekanan test hidrostatik adalah tekanan yang diberikan di pabrik untuk menguji apakah  peralatan tersebut memenuhi standard kelayakan. Dan pengoperasian peralatan wellhead tersebut adalah pada temperatur –  temperatur – 50 50oF sampai +250 oF.

Tabel 4-1. Seri Tekanan Kerja Peralatan Wellhead ( Warno War no H usod usodo, 1979) Mas Sold Working Pressure, psi 960 2.000 3.000 5.000 10.000 10.000 13.000

Hydrostatic test Pressure, psi 1.440 4.000 6.000 10.000 15.000 15.000 22.500

Former Corresponding series designaties Series 400 Series 600 Series 900 Series 1500 Series 2900

4.3.3.1. Single Completion

Metode single completion jenis peralatannya dibagi menjadi dua : Tubing head untuk single completion dan Christmast tree untuk single completion. 1. Tubing Head untuk Single Completion

Tubing head ditempatkan di atas casing head dan b erfungsi untuk menggantungkan tubing string dan memberikan suatu pack off antara tubing string dan production string. Disamping itu juga memberikan hubungan annulus casing dan tubing melalui outlet samping. Pemilihan tubing head untuk single completion maupun untuk multiple completion didasarkan pada perencanaan mangkuk tubingnya. Adapun bagian-bagian dari perlatan tubing head adalah sebagai berikut : 1. Top flange, disini dilengkapi dengan lockscrew yang be rfungsi untuk menahan tubing hanger pada tempatnya dan memberikan tekanan pada tubing hanger seal dan seal annulus.

237

2. Tubing hanger, fungsinya untuk menggantung tubing dan memberikan  penyekat antara tubing dengan tubing head. 3. Outlet, merupakan saluran keluar yang jumlahnya bisa satu atau dua buah. 4. Lower flange, merupakan tempat untuk memasang bit guide dan secondary seal. Tubing head pada umumnya digunakan pada tekanan kerja 960, 2000, 3000, 5000 dan 10000 psi. Didalam pemilihan tubing head, faktor-faktor dibawah ini yang harus dipertimbangkan untuk perawatan dan pengontrolan yang baik pada sumur, yaitu : 32. Lower flange dari tubing head harus mempunyai ukuran dan tekanan kerja yang sesuai dengan top flange dari casing head sebelumnya, atau cross over sebelumnya. 33. Memilih bit guide dan secondary seal yang sesuai ukurannya dengan rangkaian casing yang digunakan untuk produksi fluida sumur. 34. Besarnya tekanan kerja dari tubing head harus sama atau lebih besar dari harga tekanan permukaan pada saat sumur ditutup (shut in pressure). 35. Ukuran flange bagian atas harus sesuai dengan ukuran tubing hanger yang diperlukan, adaptor flange dan blowout preventernya. 36. Tubing head harus mempunyai saluran keluar yang sesuai dengan ukuran dan tekanan kerjanya. 37. Tubing head harus sesuai dengan semua kemungkinan keadaan produksi, seperti pumping dan gas lift.

Pemilihan ukuran dari tubing head ini dapat dilihat pada tabel 5-2 yang memberikan ukuran flange pada tubing head yang umum digunakan saat ini. Untuk tubing head yang mempunyai ukuran 6 inchi, maka top flange minimum harus mempunyai ukuran 6 5/8 inchi, dimana akan memberikan pembukaan penuh (full opening) sampai 7 inchi, atau rangkaian peralatan produksi yang mempunyai ukuran lebih kecil. Bila digunakan production string dengan ukuran 7 5/8 inchi, maka harus dilakukan pemilihan tubing head dengan pembukaan penuh untuk ukuran bit 6 ¾ inchi.

238

Adapun ukuran lower flange berkisar antara 6 inchi sampai 20 inchi, sedangkan ukuran top flange berkisar antara 6 inchi sampai 12 inchi.

2. Christmast Tree untuk Single Completion

Christmast tree merupakan suatu susunan dari katup-katup (valve) dan fitting yang ditempatkan diatas tubing head untuk mengatur serta mengalirkan fluida dari sumur. Berdasarkan jenis komplesi sumurnya, christmast tree dibedakan untuk single completion dan multiple completion. Sedangkan berdasarkan bentuk dan jumlah wing valve, christmast tree dapat dibagi menjadi christmast tree berlengan satu (single wing/single string), christmast tree berlengan dua (dual wing/dual string). pada umumnya single completion menggunakan satu wing valve. Sedangkan peralatan christmast tree terdiri dari : 38. Tubing head adapter 39. Master valve 40. Tee atau cross 41. Master valve 42. Wing Valve 43. Choke 44. Flow Line valve.

4.3.3.2. Multiple Completion

Multiple completion jenis peralatannya dibagi menjadi dua : tubing head untuk multiple completion dan christmast tree untuk multiple completion.

1. Tubing Head untuk Multiple Completion

Pada perencanaan tubing head untuk multiple completion agak berbeda dalam pemilihan ukuran mangkuk tubing headnya (tubing head bowl), dimana harus disesuaikan dengan ukuran dan jumlah tubing yang digunakan untuk produksi.

239

Beberapa hal yang harus diperhatikan dalam memilih mangkuk tubing untuk multiple completion, yaitu : 1. Memilih ukuran yang sesuai dan direncanakan bagian dalam agar dapat menerima tubing hanger yang diinginkan. 2. Merencanakan tubing hanger sehingga masih tetap berlaku untuk menggantung  jumlah rangkaian tubing yang lebih kecil atau pada sebuah rangkaian tubing. 3. Tubing head direncanakan agar dapat menerima hangernya, sehingga tubingnya dapat dipasang tanpa membuka blowout preventernya. 4. Menggunakan alat pedoman untuk menentukan arah tubing hanger dengan tepat. Catatan tabel : rumus yang digunakan untuk

menentukan ukuran casing

minimum pada setiap kombinasi dari multiple completion adalah sebagai berikut : 1. Dual dan quadruple completion Ukuran casing minimum = A + diameter tubing dimana : A = jarak terjauh antara dua tubing. 2. Triple Completion Ukuran casing minimum = 2(A,B atau C)+(diameter tubing/2) dimana : A, B atau C = jarak terjauh antara tubing dengan pusat. T = diameter tubing (satuan semuanya dalam inch). Selanjutnya di dalam pemilihan multiple completion tubing hanger harus memperhatikan beberapa faktor di bawah ini. 1. Memilih seal yang terdapat di atas masing-masing hanger, tujuannya agar tidak terjadi kerusakan pada waktu memasang tubing. 2. Memilih elemen pack off yang tepat atau seal yang sesuai. 3. Merencanakan suatu terusan untuk valve gas lift jika diperlukan nantinya. 4. Mengusahakan agar pada waktu menggantungkan rangkaian tubing di dalam casing bagian atasnya tidak terpencar-pencar.

240

5. Menyusun hanger sehingga pemasangan katup back pressure sesuai dan tepat  pada tempatnya. 6. Hanger harus disusun untuk suatu ketepatan atau keakuratan tes tekanan.

2. Christmast Tree untuk Multiple Completion

Merupakan jenis christmast tree yang digunakan pada sumur yang diproduksikan dengan cara lebih dari satu tubing atau multiple completion dan sering disebut dengan “double wing christmast tree “. Pemasangan christmast tree jenis multiple parallel string well head dengan semua fitting, berada pada flang e bagian atas dari tubing head. Sedangkan untuk christmast tree yang menggunakan sambungan jenis ulir, las dan flange yang berdiri sendiri serta flange dengan kesatuan yang lengkap, dipakai untuk tubing dengan ukuran : 1 ¼; 1 ¾; 2 3/8; 2 7/8; 3 dan 4 in. Untuk jenis ulir tersebut yang di las ini berdiri sendiri adalah tekanan kerja 2000 psi dan 300 psi. Sedang untuk jenis flange kesatuan lengkap adalah untuk tekanan kerja 2000 psi, 3000  psi, 5000 psi dan 10000 psi.

4.4 Perencanan perhitungnCompletion Sumur Gas

Untuk komplesi sumur gas, selain mengetahui jenis-jenis well completion yang cocok juga harus diketahui perhitungan-perhitungan yang ada, sehingga well completion yang dilakukan dapat berhasil dengan baik, yaitu  perhitungan pada formasi komplesi dan efeknya, tekanan statik dan tekanan alir dasar sumur, dan well head completion.

4.4.1. Perhitungan Formasi Completion

Pada perhitungan formasi completion yang perlu diketahui ialah perhitungan Open Hole Completion, Cased Hole Completion, Sand Exclusion Type dan efek completion.

4.4.1.1. Open Hole Completion

241

Untuk open hole completion yang terpenting diketahui adalah kekompakan dari formasi produktif. Ini erat hubungannya dengan terjadinya runtuh formasi akibat proses  produksi. Faktor-faktor yang mempengaruhi kestabilan formasi adalah : 1. Sementasi Batuan, 2. Kandungan Lempung, 3. Kekuatan formasi, 4. Sand Free Flow rate.

A. Pengaruh Sementasi Batuan

Salah satu cara untuk menentukan kestabilan formasi produktif adalah dengan diketahuinya faktor semenasi dari batuan formasi produktif tersebut yang biasanya  batuan sedimen. Oleh Archie hubungan faktor sementasi batuan terhadap porositas dan faktor formasi dari suatu formasi dinyatakan berdasarkan persamaan empiris sebagai : FF = Ø-m .................................................................................................... (4.1) dimana : FF = faktor formasi, tanpa dimensi. Ø = porositas batuan, fraksi. m = faktor sementasi batuan, tanpa dimensi.

Faktor formasi pada persamaan 4.1. dapat dihitung besarn ya dengan persamaan Archie. Untuk menghitung besarnya harga faktor formasi batuan yang punya sifat clean, Archie memberikan persamaan :

( Sw) 2



 FF  Rw  Rt 

.................................................. ........................................ (4.2)

dimana : Sw

= saturasi batuan, fraksi

Rw

= resistivitas air formasi, ohm-meter.

Rt

= True resistivity, ohm-meter.

242

FF

= faktor formasi, tanpa dimensi.

4.4.1.1.2. Pengaruh Kandungan Lempung

Mineral lempung atau clay pada proses sedimentasi biasanya terendapkan  bersama batu pasir, dan mineral lempung ini berfungsi sebagai semen. Sifat dari lempung adalah mengikat air atau water wet, dimana bila lempung bertemu dengan air maka sifatnya akan mengembang atau disebut “clay swelling” yang bersifat lunak. Dan ini mengakibatkan batu pasir yang dulunya terikat baik, menjadi terlepas dan dapat ikut dalam aliran fluida. Untuk menghitung kandungan mineral lempung dalam batuan formasinya dapat dengan menggunakan analisa data logging, yaitu Spontaneous Potensial Log, Gamma Ray log dan Neutron Log.

Spontaneous Potensial Log Persamaan yang digunakan untuk menghitung kandungan lempung adalah

Vclay 1 

Sp log 

SSP 

.................................................. ........... ......................... (4.3)

dimana : vclay = kadar lempung (clay), fraksi Sp log = defleksi kurva pad Sp log, mv. SSP

= defleksi kurva maksimum dari Sp log, mv.

Harga kadar lempung dari data SP log akan memberikan harga yang baik jika batuan formasi tidak mengalami kompaksi, dimana batuan formasi yang bersih yang terkompaksi akan mempengaruhi tinggi rendahnya harga defleksi kurva SP-log. Sehingga pada batuan formasi yang mengalami kompaksi, harga kadar lempung akan lebih besar dari pada kondisi yang sesunggguhnya.

243

Gamma Ray Log Persamaan yang digunakan untuk menghitung kandungan lempung adalah

Vclay 

GR  GR clean GRclay



GRclean

................................................ ..................... (4.4)

dimana : Vclay

= kadar lempung, fraksi

GRclay

= slip log maksimum, API unit,

GRclean

= Slip log minimum, API unit,

GR

= Slip log yang diamati, API unit.

Pada metode ini perhitungan kadar lempung akan mendekati jumlah yang sebenarnya karena defleksi kurva gamma ray tidak dipengaruhi oleh jenis kandungan fluida dan kompaksi batuan formasi. Defleksi kurva gamma ray log dipengaruhi oleh intensitas radioaktif yang dipancarkan oleh kandungan mineral lempung formasi, sehingga kelemahannya terletak pada jika batuan formasi mengandung unsur radioaktif, ini akan memberikan defleksi yang tinggi.

 Neutron Log Persamaan yang digunakan untuk menghitung kandungan lempung adalah

Vclay

  N    N  min 



  Nclay



  N  min

................................................... ..................... (4.5)

dimana : Vclay = kadar lempung, fraksi, ØN

= harga porositas neutron pada titik pengamatan, persen,

ØNmin= harga porositas neutron minimum, persen, ØNclay= harga porositas neutron maksimum, persen.

244

Penentuan kadar lempung pada metode ini akan memberikan harga yang sebenarnya  jika kadar lempung tidak terlalu besar atau lebih kecil dari 30%, dengan harga ØNclay yang terlampau besar akan menghasilkan kadar lempung yang terlalu tinggi. Sehingga hal ini akan mengakibatkan kadar lempung dengan metode neutron log lebih besar dari metode yang lain.

4.4.1.1.3. Pengaruh Kekuatan Formasi

Kekuatan formasi adalah kemampuan formasi untuk menahan butiran pasir yang akan terlepas dari formasi akibat proses produksi. Dalam masalah kepasiran ini, Tixier et al menyatakan bahwa, kekuatan formasi terhadap kepasiran tergantung dari kekuatan dasar formasi atau “intrinsic strength of formation” dan kemampuan pasir formasi untuk membentuk lingkungan yang stabil disekitar lubang perforasi. Besarnya kekuatan formasi batuan dapat ditentukan dengan menggunakan  persamaan berikut ;

Vsh 

  s    D   s

................................................... ....................................... (4.6)

= 0,125 (Vsh) + 0,27 ........................................................................... (4.7) G

1 Cb

1,34  x 1010 (1  2 ) (  b ) 2 (1   ) (t ) 2 

1,34  x 1010 (1   ) (  b ) 3 (1   ) (t ) 2

  ..................................................................... (4.8)

................................................ ...................... (4.9)

sehingga

G Cb

 1,34 x 10

20

(1  2 )(1   ) (  b ) 2 6 (1   )  x (1   )(t ) 4

.................................................. . (4.10)

245

dimana : Vsh

= kadar shale, fraksi

ØD

= porositas dari density log, persen,

Øs

= porositas dari sonic log, persen,

1/Cb

= bulk modulus, psi-1,

G

= Shear modulus, psi,

ρ b

= bulk density, gr/cc,

Δt

= transite time, sec/ft,

δ

=poisson’s ratio, tanpa dimensi.

Dari perbandingan shear modulus dan bulk modulus, persamaan 4.10, besarnya kekuatan formasi dapat ditentukan. Untuk menentukan kestabilan formasi, menurut Dempsey, suatu lapangan dikatakan bersifat kritis terhadap masalah kepasiran jika lebih kecil dari harga G/Gb kritisnya. Misal lapangan Gulf Coast G/Gb kritisnya sebesar 0,8 x 1012 psi2 formasi tersbut akan memproduksi pasir dan jika G/Gb > 0,8 x1012 maka formasi tidak akan memproduksi pasir atau dengan kata lain stabil.

4.4.1.1.4. Pengaruh Sand Free Flow Rate

Sand free flow rate adalah besarnya laju produksi kritis, dimana jika formasi (sumur) diproduksi lebih besar dari laju produksi kritisnya maka akan timbul masalah kepasiran, dan jika laju produksi lebih kecil dari laju produksi kritisnya sumur tidak akan mengalami masalah kepasiran. Maximum sand free flow rate atau laju produksi maksimum tanpa menimbulkan masalah kepasiran dapat ditentukan dengan anggapan bahwa gradien tekanan maksimum dipermukaan kelengkungan pasir, yaitu pada saat laju produksi maksimum tanpa kepasiran dibanding langsung dengan kekuatan formasi. Dengan kata lain, bahwa apabila produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih dari kekuatan formasi, maka butir pasir akan mulai b ergerak atau mulai ikut terproduksi.

246

Laju produksi kritis yang diperkenankan atau maksimum free sand flow rate dari suatu formasi, oleh Stein diberikan persamaannya adalah :

Q z  

0,025 x10 kz Gz  Az  Nz   Bz    z  At 

 ...................................................................... (4.11)

dimana : Qz

= laju produksi kritis, STB/hari,

kz

= permeabilitas batuan formasi, md,

 Nz

= jumlah lubang perforasi,

Gz

= faktor volume formasi, bbl/STB,

μz

= Viskositas fluida, cp,

At

= luas kelengkungan butir pasir pada kondisi test, sq-ft.

Az

= luas kelengkungan butir pasir pada kondisi pengamatan, sq-ft.

4.4.1.2. Cased Hole Completion

Agar dapat memperoleh perforasi yang memuaskan, maka perlu diperhatikan faktor-faktor yang mendukung antara lain; interval perforasi, densitas perforasi, kedalaman penembusan, sudut fasa penembusan, diameter perforasi, pola perforasi dan  penurunan tekanan (pressure drop) dari perforasi.

4.4.1.2.1. Interval Perforasi

Dasar metode-metode yang diguankan pada interval perforasi adalah untuk menentukan produksi maksimum yang diijinkan, tanpa terjadi coning breakthrough dari air. Walaupun mobilitas dari gas jauh lebih besar dari air, tapi water coning akan memberikan pengaruh negatif terhadap recovery.

4.4.1.2.2. Density Perforasi

247

Density perforasi adalah jumlah lubang perforasi per satuan panjang (ft). Muskat mengadakan perbandingan antara laju produksi sumur yang diperforasi (Qp) dengan laju produksi sumur yang tidak diperforasi/open hole. Besarnya productivity ratio dinyatakan sebagai :

Qp Qo



ln (re / rw) C ln (re / rw)

................................................................................. (4.12)

dimana Qp

= laju produksi maksimal sumur perforasi.

Qo

= laju produksi sumur open hole.

C

= faktor skin perforasi dan formasi.

Besarnya harga C tergantung dari besarnya harga density perforasi, diameter  perforasi, diameter sumur, dalamnya penembusan dan pola perforasi. McDowell dan Muskat mengadakan penelitian yang mencari hubungan antara produktivity ratio (Qp/Qo) terhadap density perforasi untuk beberapa jarak penembusan radial, diameter casing serta diameter perforasi tertentu.

4.4.1.2.3. Sudut Fasa Penembakan dan Pola Perforasi

Dari study fasa penembakan diketahui bahwa harga productivity maksimum diperoleh pada fasa penembakan 90o. Permasalahan yang timbul adalah keseragaman lubang perforasi jika perlubangan melalui casing dengan sudut fasa 90o, disebabkan sulitnya mengatur titik tengah dari kedudukan perforator. Berdasarkan bentuk polanya, maka perforasi dapat dibedakan menjadi dua macam, yaitu ; pola sederhana atau simple pattern dan pola tangga atau staggered  pattern.

4.4.1.2.4. Diameter Lubang Perforasi

248

Untuk menentukan diameter perforasi dapat dilihat pada gambar 5.36, yang mana diperlihatkan pengaruh diameter lubang perforasi terhadap productivity ratio untuk berbagai harga kc/ku. Diamna kc adalah permeabilitas zone terkompaksi dan ku adalah permeabilitas un-damage zone.

4.4.1.3. Sand Exclusion Type

Pada completion completion

jenis ini metode yang umum digunakan adalah linier

dan gravel pack completion. Perhitungan yang dilakukan adalah

menentukan lubang pada screen sebagai penahan pasir linier completion dan penentuan ukuran gravel pack pada gravel pack completion.

4.4.1.3.1. Penentuan Lubang Pada Screen

Untuk menentukan besarnya ukuran lubang pada screen dilakukan dengan analisa butiran pasir (sieve analysis) yang tujuannya untuk menganalisa besar butiran  pasir dan distribusinya. Proses penganalisaannya adalah menumbuk core supaya pasir dapat terlepas yang kemudian dimasukkan kedalam alat analisa butiran. Dari alat tersebut butiran dari core yang ditumbuk akan dipisahkan dengan menderetkan ukuran bukaan saringan dari ukuran yang besar ke kecil secara vertikal dan diletakkan pada vibrator. Kemudian menimbang pasir yang ada pada tiap-tiap ukuran bukaan saringan, dan mem buat grafik kumulatif persen berat terhadap ukuran butiran. Untuk mennetukan ukuran perlubangan pada screen liner didasarkan pada diameter pasir 10% kumulatif berat (d10), menurut : - Comberly

w = 2 d10

- Wilson

w = d10

- Gill

w = d15

- De Priester

0,05” < w < d20,

dimana w adalah ukuran perlubangan screen liner dalam satuan inch.

249

4.4.1.3.2. Penentuan Ukuran Gravel Pack

Ada beberapa pendapat dalam menentukan ukuran gravel yang akan digunak an, yaitu : a. Coberly, ia menyarankan ukuran diameter gravel terbesar adalah 10 kali dari ukuran diameter pasir formasi 10% berat kumulatif dari sieve analysis (10 x d10).  b. Hills, menyarankan 8 kali (8 x d10). c. Tausch dan Corly, menyarankan D < 4 x d10  dan D > d10, dimana D adalah diameter gravel. Tabel 5-6 memperlihatkan ukuran gravel secara lengkap. Untuk penggunaan ukuran slot ada juga beberapa pendapat mengenai hal tersebut, yaitu : a. Coberly dan Wagner

W = D100

 b. Tausch dan Corley

W = D50

c. H.J. Ayres

W = 2 ( Ds + ( D1 + Ds )/2 )

dimana : W = ukuran slot Ds = Diameter gravel terkecil, D1 = diameter gravel terbesar. Akan tetapi ternyata bahwa butiran-butiran yang halus dapat membentuk bridges yang stabil di depan celah-celah partikel-partikel gravel, dengan demikian ukuran celah tersebut tidak lebih besar dari ukuran partikel.

4.4.1.4. Well Completion Effects

Dengan dilakukannya well completion maka kondisi batuan disekitar lubang  bor

akan

mengalami

perubahan,

hal

itu

dapat

berupa

kekompakkannya,

 permeabilitasnya, luas bidang aliran dan komposisi fluida formasi yang disebabkan adanya inflitrasi fluida komplesi. Dari kondisi tersebut maka akan terjadi kehilangan tekanan akibat adanya komplesi.

250

Untuk menghitung extra pressure drop yang disebabkan oleh completion, maka dimodifikasi persamaan eifisiensi komplesi untuk beberapa tipe komplesi. Persamaan untuk aliran gas adalah :

qsc 

703 x 10 6 kg h ( PR 2  Pwf  2 )   g  Z T [ln( 0,472 re / rw )  S ' ]

 ...................................................... (4.13)

dimana : S’

= S + Dqsc

Harga dari S’ dapat dihasilkan dari single transient test, tapi hasil yang akurat untuk S dan D dibutuhkan pernghubungan transient test pada dua rate yang berbeda. Persamaan 5.13. dapat dituliskan kedalam bentuk yang berbeda, sebagai :

PR 2 –  Pwf 2= A qsc + B qsc2 ..................................................................................... (4.14)

Dimana A adalah laminer coefficient dan B adalah pengalir turbulence. Koeffisien tersebut dapat dituliskan sebagai komposisi dari beberapa bentuk yang tergantung dari karakteristik komplesi.

A = AR  + AP + AG B = BR  + BP + BG

dimana : AR  = komponen laminer reservoir AP = komponen laminer perforasi AG = komponen laminer gravel pack BR  = komponen turbulen reservoir BP = komponen turbulen perforasi

251

BG = Kompoenen turbulen gravel pack.

Komponen-komponen ini harus berbeda definisinya untuk aliran oil dan gas. Hanya, harga dari koefisien A dan B secara keseluruhannya dapat dihasilkan dari well test, untuk itu persamaan untuk memperkirakan harga dari komponen-komponen harus tersedia jika tiap efek tersebut menjadi permasalahan tersendiri.

Open Hole Completions

Efek dari komplesi ini hanya pada inflow performance dari suatu open hole completion akan disebabkan oleh perubahan permeabilitas reservoir karena kerusakan (damage) atau perbaikan (stimulasi). Persamaanya akan menjadi

PR 2 –  Pwf 2= AR  qsc + BR  qsc2.................................................................................. (4.14)

Memasukkan efek komponen laminer reservoir dari Darcy atau laminer flow dalam reservoir ditambah beberapa actual formation damage atau stimulasi. Definisi  persamaanya adalah :

 AR 

1422   g   Z T  k  gr  h

[ ln (0,472 re / rw )  S d  ]  ............................................. (4.15)

dimana : k gR  = permeabilitas reservoir yang tidak berubah, untuk gas Sd = skin factor milik dari perubahan permeabilitas disekitar lubang bor.

Harga dari Sd dapat diperklirakan dari persamaan berikut : S d 

dimana :

 K      R 1 ln (rd  / rw) ........................................................................ (4.16)  K d  

252

k R  = permeabilitas reservoir k d = permeabilitas daerah perubahan r w = jari-jari-jari wellbore, dan r d = jari-jari daerah perubahan. Saat ini perhitungan dari harga Sd yang akurat adalah sulit, karena harga dari k d dan r d harus diperkirakan. Jika suatu harga dari S dapat dihasilkan dari suatu transient test, ini akan sama dengan Sd untuk open hole completion. Harga dari BR   biasanya akan kecil kecuali pada sumur-sumur dengan rate gas yang tinggi. BR  dapat dihitung dari :

 BR

3,161 x 10 

12



   R   g   Z T 

h2 r w

 .................................................................. (4.17)

Harga dari velocity coeeficient β bisa dihitung dari

   R 

2,33  x 1010 k  R

1, 2

................................................ ...................................... (4.18)

Suatu harga dari βR  dapat dihitung jika harga dari D tersedia dari suatu transient test pada suatu open hole completion. Satuan yang digunakan pada semua persamaan diatas adalah satuan lapangan yang mana telah dijelaskan sebelumnya.

Cased Hole Completion

Efisiensi dari suatu cased hole completion tergantung dari dua hal yaitu komponen reservoir dan perforasi dalam persamaan 4.14. Adalah :

PR 2 –  Pwf 2 = (AR  + A p) qsc + (BR  + B p) qsc2 ............................................... (4.19)

253

Memasukkan efek komponen laminer perforasi dari jumlah dan tipe dari  perforasi dan efek kompaksi sekitar perforasi. Secara detailnya pada pembahasan oleh Mc Leod dan disini didasarkan secara luas pada Mc Leod’s Work.. Persamaannya adalah :  A p



1422   g  Z T  k  R h

( Sp  Sdp) ............................................... .................... (4.20)

dimana : Sp = efek dari aliran memusat kedalam perforasi, Sdp = efek aliran yang melalui daerah kompoaksi dan damage sekitar perforasi. Jika data mengenai perforasi cukup diketahui, harga dari Sp dan Sdp dapat dihitung. Sp merupakan fungsi dari density perforasi, panjang perforasi, diameter perforasi,  perbandingan permeabilitas vertikal terhadap horizontal dan radius daerah damage. Harga dari Sp bisa dihasilkan dari nomographs yang diterbitkan oleh Hong atau Locke. Suatu persamaan untuk memperkirakan Sp diberikan oleh Saidikowski. 0, 5        k    h      h  R      2 ......................................................... (4.21) Sp    1ln   hp     rw   k v     

dimana : h = total formation thickness, hp = panjang interval perforasi k R  = permeabilitas reservoir dalam arah horizontal, k v = permeabilitas vertikal Mc Leod menurunkan suatu persamaan untuk menghitung efek dari aliran yang melalui daerah kompaksi adalah : k  k      h      R   R  ln (r dp / r  p ) ....................................................... (4.22) S dp     Lp  N   k dp k d   

dimana : h = total formation thickness,

254

Lp =panjang perforasi,  N = jumlah total dari perforasi, k R  = unaltered reservoir permeability, k d = unaltered reservoir permeability k dp = compacted zone permeability r  p = radius perforasi, dan r dp = radius daerah kompaksi. Untuk perhitungan efek tersebut dengan persamaan berikut :

 Bp

3,161 x 10 

12



  dp   g   Z T  2

r  p  L p  N 2

.............................................. .................... (4.23)

harga dari koeffisien velocity harus dihitung menggunakan permeabilitas daerah kompaksi. Persamaannya   dp 

2,33 x 10

k dp

1, 2

10

................................................ ...................................... (4.24)

Ada beberapa variabel didalam persamaan untuk komplesi perforasi adalah sulit untuk ditentukan. Ini memasukkan altered zone permeability, permeabilitas daerah kompaksi, radius daerah kompkasi, panjang perforasi (penembusan) dan radius daerah altered. Beberapa dari parameter tersebut dapat diperkirakan dari terbitan APIRP-43 test data oleh perforating companies. Mengikuti anjuran yang telah di tampilkan oleh Mcleod :

Untuk sumur-sumur diperforasi dalam lumpur kdp k  R

kc 

k 

.................................................................................................. (4.25)

Untuk sumur-sumur diperforasi dalam air asin kdp k d 



kc k 

  .................................................................................................. (4.26)

255

Dimana harga kc/k dihasilkan dari API test data. Petunjuk untuk memperkirakan kc/k ketika tidak ada test yang tersedia yang juga diajukan oleh McLeod dalam tabel 4-5 McLeod juga menyarankan untuk compacted zone thickness biasanya sekitar 0,5 in. Sehingga, r dp = r  p + 0,5 jika r  p dalam inches. Jika tidak ada informasi yang tersedia mengenai altered zone radius, harga dari r d = r w + 1 bisa digunakan, dimana r w diberikan dalam ft.

Tabel 4-5. Perforating Parameter Guidelines (Dale Beggs, 1984) Fluid in Hole

Pressure Conditions

kc/k

High solid mud Low solid mud Unfiltered brine Filtered brine Filtered brine Clean fluid Ideal fluid

Overbalance Overbalance Overbalance Overbalance Underbalance Underbalance Underbalance

0.01 - 0.03 0.02 –  0.04 0.04 –  0.06 0.08 –  0.16 0.15 –  0.25 0.30 –  0.50 1.00

Perforated Gravel-packed Completion

Persamaan untuk gravel packed completion adalah : PR 2 –  Pwf 2 = (AR  + AP + AG) qsc + (BR  + B p + BG) qsc2  .......................... (4.27)

Untuk kebanyakan sumur-sumur gravell-pack formasi akan memiliki  permeabilitas yang tinggi karena berupa pasir dengan sifat unconsolidated. Ini juga akan menghasilkan damage yang kecil dari daerah kompaksi sekitar perforasi. Meskipun efek dari aliran linier melewati terowongan pe rforasi yang terisi dengan pack sand, dapat menyebabkan suatu significant non-darcy flow pressure drop. Persamaan untuk AG dan BG adalah :

256

 AG 

 Bp

2844   g   Z T  L k G  N  rp 2

1,263 x 10 

11



 ................................................................................ (4.28)

   g    g   Z T  L

rp 4  N 2

................................................................ (4.29)

dimana : k G = gravel permeability L = panjang terowongan perforasi, dan

  

1,47 x 10 

k G

7

0 , 55

................................................... ...................................... (4.30)

Mengikuti data dari Gurley dapat digunakan untuk memperkirakan permeabilitas gravel yang didasarkan pada ukurannya.

Sieve Size

k G, md

10 –  20

5.00 x 105

16 –  30

2.5 x 105

20 –  40

1.20 x 105

40 - 60

4.00 x 104

Dalam analisa gravel pack completion pada suatu waktu yang menguntungkan dalam memecahkan total pressure draw down kedalam dua komponen yang terpisah. Hal tersebut adalah pressure drop didalam reservoir dan didalam gravel pack. Yang ditampilkan sebagai :

PR  –  Pwf = PR - Pwfs + (Pwfs –  Pwf )

.................................................(4.31)

257

Sebagian besar dari operator setuju pressure drop yang lewat gravel pack, Pwfs  –  P wf’ akan sekitar dibawah 300 psi. Persamaan untuk dua pressure drop, dengan mengabaikan AP dan BP dapat ditulis sebagai :

PR 2 –  Pwf 2= AR qsc + BR  qsc2 

.................................................(4.32)

Pwfs2 –  Pwf 2= AG qsc + BG qsc2 

.................................................(4.33)

Tipe analisa ini dapat juga digunakan untuk non gravel packed completion.

3.3.2. Perhitungan Tekanan statik dan Tekanan Alir Dasar Sumur

Kemampuan reservoir gas berproduksi dengan kondisi tertentu tergantung dari tekanan alir dasar sumurnya, Pwf dimana besarnya Pwf tergantung dari tekanan separator dan configurasi dari sistim pipa. Pwf  = Psep + Δpfl  

+

Δpch + Δptub + Δprts

......................................

(5.34)

dimana : Psep = tekanan separator, ΔPfl = pressure drop di flowline, ΔPch = pressure drop pada choke dipermukaan, Δ ptub = pressure drop pada tubing, ΔPrts = pressure drop pada restriction yang lain.

3.3.2.1. Dasar-dasar Persamaan Energi Untuk Aliran Dalam Pipa.

Dasar teoritis utnuk kebanyakan aliran fluida adalah persamaan umum energi, yang dinyatakan sebagai kesimbangan energi dari dua titik dalam suatu sistim. Persamaan

energi pertama-tama dikembangkan dan menggunakan prinsip-prinsip

thermodinamika, kemudian dimodifikasi untuk bentuk persamaan gradien tekanan.

258

Menuliskan secara sederhana kesetimbangan energi steady state adalah sebagai energi dari masuknya fluida suatu volume control, ditambah besarnya tingkat kerja yang bekerja pada fluida atau oleh fluida, ditambah besarnya heat energi yang ditambahkan atau diambil dari fluida harus sama dengan energi yang bekerja pada volume control. Sepanjang mengenai suatu steady state system. kesimbangan energi dapat ditulis sebagai :

U 1 '  p1V 1 

mv1

2

2 g c



mgh1  g c



q'  W  s '  U 2 '   p 2V 2



mv 2

2

2 g c



mgh2 g c

................................... (4.35) dimana : U1’

= internal energi

 p V

= energi dari ekspansi atau kompresi,

m v2 / 2 gc

= energi kinetic,

mgh/gc

= energi potensial,

q’

= penambahan heat energi ke fluida, dan

Ws’

= kerja yang bekerja pada fluida oleh kondisi sekitar yang melingkupinya.

Membagi persamaan diatas dengan m untuk memperoleh bentuk keseimbangan energi  per unit massa dan ditulis dalam bentuk differensial

  P   v dv  g    dh  dq  dws  0   g   g         c c

dU   d 

................................... (4.36)

Bentuk dari persamaan kesetimbangan energi ini sukar untuk diterapkan karena  berupa masa energi dalam, maka hal ini biasanya dikonversikan ke suatu

259

kesetimbangan energi mekanik dengan menggunakan hubungan thermodinamik yang lebih dipahami. Dari thermodinamic :

  P            

dU   dh  d 

.................................................................

(4.37)

dan dh  Tds 

 P    

atau

dU   TdS 

dP    

 P   d    ................................................... ....    

(4.38)

dimana h = enthalpy, S = entropy, dan T = temperature.

Substitusi persamaan 4.38

ke dalam persamaan 4.36 dan menyederhanakan

hubungannya sebagai :

TdS 

dp   



v dv  g c



 g   g c

dh  dq  dW s  0

................................... (4.39)

Untuk proses iireversibel, dituliskan ketidak samaan Clausius sebagai :

d S ≥ - d q / T, atau T dS = - d q + d Lw

dimana dLw  = kehilangan diakibatkan irreversible, semacam friction. Dengan menggunakan hubungan ini dan asumsi tidak ada kerja yang bekerja pada fluida atau oleh fluida, persamaan 5.39 akan menjadi :

260

dp   



v dv  g c



 g 

dh  dLw

 g c



0 

................................................(4.40)

Jika kita mempertimbangkan kemiringan dari pipa yang membuat sudut θ  terhadap horisontal .

dp

  



v dv  g c



 g   g c

dL sin    dLw



0

Dengan demikian ρ/dl terhadap persamaan diatas maka

dp dL



  v dv  g c dL



 g   g c

  sin      

dLw dL

0

.................................. (4.41)

Persamaan 5.41 dapat digunakan untuk memecahkan gradien tekanan, dan jika kita mempertimbangkan bahwa penurunan tekanan adalah positif dalam arah aliran.

dp dL



   v dv  g c dL



 g   g c

  dp     ................................................(4.42)   dL   f  

  sin    

dimana

  dp    =ρ dL      f  

dLw dL

= gradien tekanan karena friction losses (gesekan) atau viscous shear (hambatan).

Pada pipa horizontal kehilangan energi atau pressure drop hanya disebabkan oleh perubahan energi kinetik dan friction losses. Karena sebagian besar dari viscous

261

shear stress (τw) terhadap energi kinetik per unit volume (ρv2/2gc) mencerminkan hubungan yang penting dari wall shear stress terhadap kehilangan total. Bentuk  perbandingan suatu kelomok dimensionless dan definisi suatu friction factor,

 f  '

 w



  v

2



2 w  g c

/ 2 g c

  v

2

 

............................................................(4.43)

 dp   nd 2    p1    p1  dL dL  4   w ( d )dL       w 

d    dp  4

    dL   f  

..............................

(4.44)

Substitusi persamaan 4.44 kedalam persamaan 4.43 dan pemecahan untuk gradien tekanan disebabkan friction sebagai 2 f  '   v   dp      g c d    dL   f  

2

yang mana dikenal sebagai persamaan Fanning. Bentuk-bentuk didalam DarcyWeisbach atau Moody friction actor, f = 4 f’,

 f     v   dp         dL   f   2 g c d  2

............................................................

(5.45)

Laminer single-Phase Flow

Friction factor untuk aliran laminer dapat ditentukan secara analitic dengan mengkombinasikan persamaan 4.45. dengan persamaan Hagen-Poiseuille untuk laminer flow

d 2  g c   dp  v   32     dL   f  

262

32   v   dp     2   dL   f   d  g c

menyamakan friction pressure gradien sebagai  f     v 2 2 g c

d 



32   v

d 2 g c

atau

 f  

64      v d 



64

 N Re

Kelompok dimensionless, Nre = ρ v d/μ adalah perbandingan dari gaya momentum fluida teradap gaya viscous shear dan dikenal sebagi Reynolds Number. ini digunakan sebagai parameter untuk membedakan antara aliran fluida laminer dan turbulen. Untuk  perhitungan secara teknik, pemisahan titik antara aliran laminer dan turbulen dapat diasumsikan 2100 dari Reynolds number untuk aliran dalam circular pipe (pipa  bundar). Menggunakan satuan lbm/ft3, ft/sec, ft dan centipoise, persamaan Reynolds number adalah

  1488   v d   N Re    atau  N Re



C   g  q sc   d 

.................................................................

(4.46)

dimana

Satuan

Variabel Lapangan

SI

263

qsc = gas flow rate γg = gas gravity

MMscfd

MM m3/day

-

-

μ

= gas viscosity

cp

kg/m-sec

d

= diameter dalam pipa

in.

m

20011

17,96

C = konstan

Turbulen Single Phase Flow

Kemampuan untuk merperkirakan kelakuan aliran dibawah kondisi aliran turbulen adalah suatu hasil langsung dari study eksperimen yang terus-menerus dari velocity profile dan gradien tekanan. Disini telah diperlihatkan bahwa velocity profile dan gradien tekanan adalah sangat peka terhadap karakteristik dan dinding pipa. Pendekatan secara logis untuk mendefiniskan friction factor dapat dimulai dengan kasus yang sederhana, yaitu smoot wall pipe (dinding pipa halus). Disini yang akan ditampilkan merupakan persamaan empirik yang akurat dan tersedia untuk friction factor. Smoot wall pipe. Persamaan paling umum digunakan dan juga menc akup lebar range dari Reynolds number, 3000 < Nre < 3 x 106,. diajukan oleh Drew, Koo dan Mc Adam tahun 1932. f

=

0,0056 + 0,5 NRe-0,32 ............................................... (4.47)

Suatu persamaan diusulkan oleh Blasius dapat digunakan untuk bilangan reynolds lebih dari 100.000 untuk smooth pipes.

f

=

0,316 NRe-0,25

............................................... (4.48)

 Rough Wall Pipe. Dalam aliran turbulen efek dari kekasaran dinding pipa telah diketahui tergantung dari relatif kekasaran dan pada seberapa besar Reynolds number.  Nikuradse’s terkenal dengan bentuk eksperimen yang menggunakan sand grain sebagai dasar untuk data friction faktor rough pipes. Korelasinya tetap yang terbaik untuk fully

264

rough wall pipe. Friction factor dapat dihitung dengan bentuk explisit dan kekasaran absolut dari pipa adalah E.

 2 E   1,74  2 log      f    d  

1

............................................................(4.49)

Persamaan ini digunakan sebagai landasan unutk grafik modern friction factor yang diusulkan oleh Colebrool dan White tahun 1939.

 2 E  18,7   1,74  2 log    d   f    N   f   Re  

1

............................................... (4.50)

Friction factor tidak dapat diperoleh dengan membaca langsung persamaan Colebrook diatas. Tapi dengan mengatur kembali persamaan, dan prosedur secara trial and error dapat digunakan untuk memecahkan persamaan untuk friction factor.

      1   f  c     2 E    18,7  1,74  2 log   d     N Re  f   g     

2

Harga dari f g adalah diperkirakan dan kemudian f c dihitung sampai keduanya disetujui dapat diterima dalam toleransi. Variasi dari single phase friction factor dengan Reynolds number dan relatif roughness dapat dilihat pada gambar grafik 5.44. Persamaan Colebrook mungkin digunakan dalam aliran turbulen pada daearah smoot, transisi dan fully rough. Suatu persamaan ekplisit friction factor diusulkan oleh Jain, untuk range dari Reynolds number 5 x 103 sampai 108 dan relatif roughness antara 10-6 sampai 10-2, kesalahan yang terjadi +- 1,0% bila dibandingkan dengan persamaan Colebrook. Persamaan ini memberikan kesalahan maximum 3% untuk Reynolds number serendah 2000. Persamaannya adalah :

265

 E  21,25   1,14  2 log   0,9   f    d   N Re 

1

............................................... (4.51)

Harga dari E biasanya tidak dapat diketahui tingkat keakuratannya. Harga ini tidak harus dipertimbangkan sebagai gangguan dan dapat berubah secara siginifikan oleh semacam parafin deposition, erosion atau corrotion. Jika besarnya gradien tekanan tersedia, suatu friction dan Reynolds number dapat dihitung, dan suatu efektif E/d diperoleh dari diagram Moody. Jika tidak ada informasi kekasaran yang tersedia maka harga E = 0,0006 ft untuk tubing dan line pipe. Kombinasi persamaan 4.42 dan 4.45, persamaan gradien tekanan, yang mana dapat diaplikasikan terhadap beberapa fluida pada pipa dengan sudut tertentu dp dL



 g   g c

  sin   

 f     v 2 2 g c

d 



   v dv  g c dL

  ...................................................(4.52)

Dimana friction factor, f, adalah fungsi dari Reynolds number dan kekasaran pipa. Hubungan ini dapat dilihat pada Moody diagram Gradien tekanan total dapat dipertimbangkan menjadi komposisi dari tiga komponen yang berbeda.

 dp   dp   dp          dL  dL  eL  dL   f    dL  acc dp

 

(5.53)

dimana

 g   dp     sin    dL   gc   eL

................................................

266

Komponen tersebut adalah energi potensial atau perubahan elevation. Ini juga ditunjuk sebagai componen hidraulik, dari itu componen ini hanya akan digunakan pada kondisi tidak ada aliran.

 f     v  dp    dL     f   2 g c d  2

merupakan komponen friction losses.    v dv  dp    dL    acc  g c dL

Merupakan komponen perubahan energi kinetik atau convective acceleration. Persamaan 4.52. digunakan untuk berbagai fluda pada kondisi steady state, aliran satu dimensi untuk setiap f,p dan v yang dapat ditentukan.

4.4.2.2. Perhitungan Tekanan Statik Dasar Sumur

Untuk menghitung tekanan statik dasar sumur gas, banyak persamaan tersedia yang dapat digunakan, tapi disini akan dibahas tentang average pressure dan temperature Method dan Cullender and Smith Method. Semua metode ini diawali dari  persamaan 4.52. dengan memodifikasi untuk geometri aliran. Untuk keadaan vertikal (θ  = 90o , skin θ  = 1), sumur gas ditutup (v=0),  persamaan 4.52 menjadi

 g   g 

dp dh



 g c

.............................................. ..........................

dimana

   g  

 p M   ZRT 

dikombinasi dengan persamaan 5.54

(4.54)

267

 g  Mdh

dp  p



.................................................................

 g c ZRT 

(4.55)

4.4.2.2.1. Metode Average Pressure and Temperature

Jika z dievaluasi pada tekanan dan temperatur rata-rata  Pws



 Pts

dp  p



 H 

 g  M   g c ZRT 

 dh 0

yang mana

  g  M  H        g c ZRT  

 Pws   Pts EXP 

......................................................

(4.56)

Persamaan ini pegangan untuk berbagai satuan. Untuk satuan lapangan conventional.

 0,01875   g  H      T   Z     

 Pws   Pts EXP 

........................................

(4.57)

dimana : Pws = static atau shut-in BHP, psia, Pts = tekanan tubing static, psia, γg

= gas gravity (udara = 1)

H

= kedalaman sumur, ft,

T

= temperatur rata-rata dalam tubing, oR,

Z

= faktor kompresibilitas gas dievaluasi pada T, p = (pws + pts)/2

Evaluasi dari z membuat perhitungan iterative dan sebelum itu garis besar prosedur dapat digunakan.

4.4.2.2.2. Cullender and Smith Method

Metode Cullender and Smith menghitung variasi dari temperatur dengan kedalaman dan variasi dari z dengan temperature dan tekanan. Dari persamaan 4.55

268

 Pws



T  Z   p

 Pts

dp 

 M   R

H 



dh 

0

 MH   R

 0,01875    g  H 

Persamaan integral bila ditulis dalam betnuk yang pendek sebagai

 Pws



T  Z 

 Pts

 p

Pws



dp   I  dp  0,01875   g  H   Pts

Dengan menggunakan ekspansi seri, harga dari integral dapat diperkirakan oleh



2  I  dp  = (Pms –  Pts) (Ims + Its)+(Pws –  Pms)(Iws + Ims)

……………(4.58)

dimana : Pms = tekanan pada mid point dari sumur, H/2 Ims = I dievaluasi pada Pms, T, Its

= I dievaluasi pada Pts., Ts,

Iws = I dievaluasi pada Pws, Tf.

Prosedur perhitungan tetap dengan membagi sumur menjadi dua bagian yang sama  panjangnya, H/2, mendapatkan harga tekanan Pms pada H/2 dan menggunakan harga tersebut untuk menghitung Pws, Its  dapat dievaluasi dari diketahuinya kondisi  permukaan, yaitu : Pms

Pws

=

=

Pts +

Pms +

0,01875  g  H 

 I ms



I ts

0,01875   g  H 

 I ms



I ws

4.4.2.3. Perhitungan Tekanan Alir Dasar Sumur

269

Untuk sumur yang sedang mengalir harga kecepatan tidak sama den gan nol dan dengan mengabaikan percepatan, untuk sumur dengan kemiringan sudut θ terhadap vertikal, persamaan 5.52 menjadi,

dp dL



 g   g c

   cos  

 f     v 2

.................................................. ......

2 g c d 

(4.59)

Beberapa metode tersedia untuk penyelesaian integral persamaan diatas tergantung asumsi yang dibuat untuk penanganan temperatur dan z faktor. Disini hanya metode average pressure and temperature dan Culender and Smith yang akan dibahas.

4.4.2.3.1. Average Pressure and Temperature Method

Mengubah harga densitas dengan benuk dari P, T dan Z kedalam persamaan 4.59

dp dL



 p M   

 cos  

 ZRT   

 f   v 2   2 g c

 

..........................................(4.60)

d  

Integrasi dari persamaan diatas dengan asumsi suatu tenperature rata-rata didalam rangkaian dan Z dievaluasi pada kondisi tekanan dan temperatur rata-rata Pwf2 = Ptf2 EXP (S) +

25   g  q 2 T  Z   f   ( MD) ( EXP ( S )  1)

dimana  p = tekanan, psia, s = 0,0375 γg (TVD)/TZ, MD = measure depth, ft, TVD = true vertical depth, ft, T

= oR,

q = MMscfd,

S  d 5

 ..................(4.61)

270

d = inches, dan f = f (Nre, E/d) (Jain or Colebrook equation) Prosedur solusinya adalah sama dengan pada penutupan sumur kecuali untuk evaluasi dari friction factor, yang mna membutuhkan perhitungan bilangan Reynolds dan perkiraan kekasaran pipa. Iterasi dibutuhkan saat Z harus dievaluasi pada p = (Pwf + Ptf) / 2. Pembagian sumur kedalam beberapa bagian panjang dan menggunakan  prosedur yang telah dijelaskan dimuka akan memberikan hasil yang lebih akurat. Beberapa metode akan memberikan hasil pengidentifikasian jika sumur dibagi kedalam  bagian yang cukup pendek. Konvergensi suatu saat akan cepat dihasilkan jika iterasi performance dari z faktor dari pada tekanan yang tidak diketahui. Prosedur untuk metode ini adalah : 1. Memperkirakan Z* (perkiraan pertama yang baik adalah 0,9) 2. Menghitung tekanan yang tidak diketahui dengan menggunakan persamaan 5.61 dengan Z = Z* 3. Menghitung tekanan rata-rata p = (Pwf + Ptf) / 2 4. Evaluasi Z at P dan T 5. Membandingkan Z dengan Z*. Jika tidak cukup dekat, buat Z* = Z dan mulai dengan tahap 2. Ulangi sampai harga dari abs(Z-Z*)/Z < 0.001 atau sampai harga toleransi yang disukai. ketika toleransi telah ditemukan, tekanan yang dihitung pada tahap 2 adalah bernilai benar.

4.4.2.3.2. Metode Cullender and Smith

Derivatif dari metode Cullender and smith untuk sumur-sumur mengalir dimulai dengan persamaan 4.60. Substitusi dibuat untuk kecepatan V 

q 

 A

q  qsc

 Psc T  Z  Tsc P  Zsc

271

Yang mana memberikan dp dL



 P  M  cos   Z  R T 



 MTZPsc 2  f  qsc 2  R  p Tsc 2 2 g c d  A 2

atau 2  M     P   

  cos   C     Z T  dh  R   Z T       p dp

dimana C 

8 Psc 2  f  qsc 2 Tsc 2  g c    2 d 5

adalah constan untuk flow rate yang diberikan pada uk uran pipa yang tetap. Pembagian terhadap variabel,

 P   Pwf  

  Ptf  

 Z T 

  P    Z T    

dp



2

cos    C 

 M   R

 MD

 dL

...........................................

(4.62)

0

Yang mana dapat diaplikasikan untuk beberapa satuan. Mensubstitusi satuan lapangan dan mengintegrasikan sebelah kanan dari persamaan diatas adalah :

 P   Pwf  

 Z T 



dp

2

 Ptf  

  P   TVD  F 2   Z T    MD

 18,75   g  MD ................................... (4.63)

0,001 

dimana

 F 

2

0,667  f   qsc 

d 5

2

....................................................................... (4.64)

272

dan TVD 

cos  

 MD

Menulis persamaan 4.63 kedalam notasi pendek dan membagi sumur kedalam dua  bagian kedalaman, H/2, Setengah bagian atas sumur 18,75 γg (MD) = (Pmf –  Ptf) ( Imf + Itf)

Setengah bagian bawah sumur 18,75 γg (MD) = (pwf –  Pmf) (Iwf + Imf)

dimana  P   Z  T 

 I  



   Z  T  

0,001 

 P 

2

TVD

  ..............................................................(4.65)

 F  2

 MD

Prosedur solusi adalah mirip untuk kasus statistik, tapi lebih rumit karena I lebih kompleks definisinya. Untuk maksud praktis, F dapat dianggap kon stan, variabel dalam Reynolds number hanya digunakan dalam evaluasi f adalah viscositas gas. Viscositas merupakan fungsi dari tekanan, tapi untuk menyederhanakan perhitungan hal ini dapat dievaluasi pada T dan tekanan yang diketahui.

Annular Flow

Sumur gas ada yang menggunakan dual completion, dan satu daerah bisa diproduksikan melewati tubing annulus casing. Hal tersebut dapat dihitung tekanan statistiknya, dengan menggunakan metode Average Temperature dan pressure dan

273

Cullender Smith jika konsep radius hidrolic digunakan. Modifikasi hanya diperlukan  pada menghitung diameter efektif dan Reynolds Number. dh = dc – dt

....................................................................... (4.66)

dimana : dh = diameter efektif dc = diameter dalam casing dt = diameter luar tubing

Tidak ada publisitas tentang kekasaran untuk annulus. Jika satu pengukuran dari pressure drop dan flow rate dapat dibuat, kekasaran dapat kembali dihitung, dan harga ini dapat digunakan untuk flow rate yang lain.

Metode

Cullender

and

Smith dapat juga digunakan untuk memperkirakan pressure drop yang terjadi selama gas injeksi dengan menggunakan harga negatif untuk F2 dalam persamaan 4.63.

4.4.2.4. Penggunan Kurva Pressure Traverse

Beberapa persamaan untuk menghitung tekanan lair dasar sumur gas telah ditampilkan didepan. Penyelesaian persamaan tersebut adalah iterative, kecuali kalau komputer tersedia. Perkiraan dilapangan dapat menggunakan kurva pressure traverse yang telah tersedia, yang mana dapat digunakan untuk menghitung dengan menggunakan kondisi relatif pada lapangan yang spesifik. Yang harus diingat dalam  penggunaan pressure traverse adalah tanpa mengontrol gas gravity, temperatur aliran, viscositas gas atau kekasaran pipa

4.4.3. Perhitungan Wellhead Completion

Perhitungan wellhead completion biasanya dititik beratkan pada pemilihan  jenis wellhead yang sesuai dengan kondisi tekanan sumur yang akan dipasangi wellhead.

274

4.4.3.1. Perencanaan Wellhead Pada Sumur Gas

Telah Kita ketahui bahwa sumur gas mempunyai tekanan yang tinggi (lebih dari 10.000 psi) dan temperatur tinggi (600oF), juga banyak mengandung kadar H2S dan CO2 yang cukup besar, sehingga dalam perencanaan ataupun pengelolaannya baik material maupun pemasangannya memerlukan penanganan yang khusus.

A. Pemilihan Wellhead Berdasarkan Tekanan Kepala Sumur

Tekanan reservoir akan mempengaruhi besarnya tekanan dasar sumur, seperti telah digambarkan pada persamaan Darcy, radial pada rate aliran (Q) dari jari-jari-jari  pengurasan kedasar sumur. Dari tekanan dasar sumur (Pwf) dapat ditentukan besarnya tekanan dipermukaan pada kepala sumur (Pwh), dengan menggunakan grafik tubing  performance untuk diameter pipa tertentu, atau dapat juga menggunakan formula Weymouth untuk aliran gas pada pipa vertikal didalam tubing, yakni :

2

    Q   LGT a Z a e  s P4 = (P2-P3)2 -  2 , 667  433,5 (T  s /  P  )d        s

Tabel 4 –  8 Klasifikasi Wellhead menurut API (......,Texas 1981) Max Cold, Working Pressure, psi 960 2000 3000 5000 10000 10000 15000

Hydrostatic Test Pressure, psi 1440 4000 6000 10000 15000 15000 22500

Former Correponding Series Designation Series 400 Series 600 Series 900 Series 1500 Series 2900

275

Dari besarnya tekanan kepala sumur (Pwh) dan besarnya tekanan pada saat dilakukan test, dapat ditentukan seri dari pada wellhead yang akan digunakan dengan menggunakan tabel 4 –  8. Sebagai contoh untuk sumur-sumur pada lapangan gas Arun, dimana produksi yang direncanakan untuk tiap sumur sebesar 150 sampai 175 MMSCF /day, dengan produksi kondensat 45 sampai 50 Bbls/MMSCF. Temperatur permukaan 100oF pada waktu sumur ditutup dan 375oF pada waktu sumur mengalir. Berdasarkan  produksi yang diminta dipilih tubing 7 in, valve 6 5/8” dan dalam keadaan terbuka dapat bekerja pada tekanan 10.000 psi dan 15.000 psi pada saat diadakan test. Dari data di atas dengan menggunakan tabel klasifikasi wellhead menurut API, dapat ditentukan  bahwa wellhead yang digunakan adalah seri 2900. Dari data besarnya tekanan kerja (Working pressure) dari suatu wellhead, dapatlah ditentukan besarnya gaya-gaya yang bekerja padanya, dengan menggunakan suatu tabel dibawah ini (tabel 4 –  9)

Tabel 4 –  9. Besarnya Gaya-gaya yang bekerja Untuk Setiap Working Pressure (..., Texas 1981)

900 Tensile Strength, psi Yield Strength, psi Elongation in 2 inc Reductive in Area

20000 36000 22 30

API Working Pressure, psi 2000, 3000 10000 5000, 10000 90000 90000 60000 60000 18 18 30 35

15000 100000 75000 17 35

B. Perencanaan Wellhead Seal Untuk Sumur Gas.

Dalam perencanaan wellhead untuk sumur-sumur gas, selain bahan (material)  baja pada wellhead tersebut yang harus dirancang tahan terhadap tekanan dan temperatur yang tinggi, juga harus tahan terhadap pengaruh korosi akibat gas CO2 dan H2S yang ikut terbawa bersama fluida produksi. Hal tersebut yang mendorong Cameron Iron Works, Inc, telah menyelidiki bahan-bahan (material) baja yang tahan

276

terhadap kondisi tersebut. Proses pembuatan dengan melalui proses penekanan yang dikenal dengan Hot Isostatic Pressing (HIP) proses, untuk mendapatkan material yang tahan terhadap tekanan sampai 30.000 psi. Walaupun tubing spool, tubing hanger, casing hanger dan valve-valve telah dirancang secara khusus dengan material yang dipilih, tetapi masih sering terjadi gangguan terutama pada sealnya. Untuk ini seal pada wellhead ini harus dirancang juga secara teliti baik bahan maupun teknik pemasangannya. Untuk

sumur-sumur

minyak

seal

yang

digunakan

dapat

menambah

kekuatannya. Tetapi untuk sumur-sumur gas karena pengaruh kondisi tekanan dan temperatur yang tinggi serta pengaruh korosi selalu terjadi kebocoran pada sealnya. Untuk itu telah dicoba membuat bahan yang berupa resilient wellhead seal. Materialmaterialnya terdiri dari fluoro elastometer yang mempunyai ketahanan sampai suhu 300oF. Tetapi untuk kondisi tekanan yang lebih tinggi resilient wellhead seal kurang  berhasil untuk digunakan karena beberapa sebab, antara lain : 1. Pengembangan

bahan-bahan

resilient

mungkin

lebih

dari

10

kali

 pengembangan baja. 2. Selalu ada celah antara wellhead dan casing. 3. Reaksi kimia dan proses fisika dari fluida produksi yang berpengaruh terhadap  bahan seal. 4. Pengaruh perbedaan temperatur pada saat sumur ditutup dan saat sumur dibuka. 5. Bahan-bahan plastic packing itu sendiri. Penemuan yang terbaru dari cameron Iron Works. Inc, telah menemukan rancangan seal yang baru baik untuk sumur-sumur gas, yaitu metal to metal wellhead, dimana  bahan dari seal ini terbuat dari baja kwalitas tinggi. Susunan metal to metal adalah flange (flense) dengan sepasang baut (stud) yang dipasang diantara body wellhead dan tubing head. Seal lainnya adalah fluoro elastometer, yang terdapat didalam flange diatas seal metal to metal dan satu lainnya terdapat dalam cetakan penjepit dan kumpulan seal. Dari gambar diatas terlihat bahwa untuk mencegah gerakan ke atas dari casing selama p emanasan thermal, dipasang suatu

277

kumpulan cangkokan penjepit (penekan). Seal-seal di atas slip penekan ditekan pada saat flanenya dikencangkan pada wellhead. Seal ketiga adalah graphoil, yaitu suatu  peralatan mekanis yang ditempatkan diatas pita grafit, dimana material ini tidak mempunyai ekspansi panas. Seal type ini hanya mengalami perembesan yang kecil, laju kebocoran kurang dari 1x10-6  cc perforasi second sebagai kebocoran normal. Untuk jelasnya metal to metal dapat dilihat pada gambar 5.48.

C. Instrument Pengontrol Wellhead Pada Sumur Gas

Suatu christmast tree, dengan sepasang tree berdiameter 6 3/8”, termasuk dalam klasifikasi API 10.000 terbuat dari baja 410, anti karat dan korosive. Biasanya masingmasing sumur mempunyai tujuh buah valve sebagai pengontrol yang di gerakkan secara hidrolis, yang antara lain : 1. Tubing Master Valve

MV-2, satu buah

2. Safety Valve

SV-1 dan SV-s, dua buah

3. Tubing Kill Valve

KV-2, satu buah

4. Annulus Kill valve

KV-3, satu buah

5. Swab Valve

CV-1, satu buah