Kupas Tuntas IPR (Inflow Performance Relationship)

Kupas Tuntas IPR (Inflow Performance Relationship) - Teknik Perminyakan

Definisi IPR

Indeks Produktivitas yang telah disebut di atas hanya merupakan gambaran secara kuantitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi. Untuk melihat kelakuan sumur untuk berproduksi maka harga PI dinyatakan secara grafis yang menunjukkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan laju produksi, yang disebut kurva IPR. Ada beberapa jenis kurva IPR yaitu kurva IPR satu fasa, kurva IPR dua fasa, dan kurva IPR tiga fasa.

Menurut Sukarno, Ariadji dan Regina (2001), grafik Inflow Performance Relationship (IPR) adalah grafik yang menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, yang dinyatakan dalam bentuk hubungan antara laju produksi (q) terhadap tekanan alir dasar sumur (Pwf). Dalam persiapan pembuatan grafik IPR terlebih dahulu harus diketahui Productivity Index (PI) sumur tersebut, yang merupakan gambaran secara kwalitatif mengenai kemampuan suatu sumur untuk berproduksi.

IPR  SATU FASA

Melihat gambaran dari kelakuan sumur yang sedang berproduksi, maka harga PI dapat dinyatakan secara grafis dan dikenal dengan sebutan Inflow Performance Relationship (IPR).

Bila dilihat dari persamaan diatas untuk harga PI dan Ps konstan, maka variabelnya adalah q dan Pwf. Dengan kata lain kita dapat mengatur harga q dengan mengubah – ubah harga Pwf. Jika kita plot persamaan tersebut kedalam sebuah grafik (Pwf vs q) akan membentuk sebuah garis lurus seperti ini.

Productivity Index Ideal
(Brown, K.E., 1984)

Titik A adalah harga Pwf pada saat q = 0 dan sesuai dengan persamaan (3-2) maka Pwf = Ps. Sedangkan titik B adalah harga q pada Pwf = 0, sesuai dengan persamaan (3-2) maka q = PI x Ps dan harga laju produksi ini merupakan laju produksi maksimum. Harga laju produksi maksimum ini disebut sebagai potensial sumur dan merupakan laju produksi maksimum yang diperbolehkan dari suatu sumur.

Gambar diatas. menunjukkan kurva linier, karena dianggap PI - nya konstan tidak tergantung pada kecepatan produksi. Tetapi pada prakteknya kurva hubungan tersebut tidak merupakan garis lurus, jadi garis AB akan melengkung pada rate yang mendekati harga maksimum, seperti terlihat pada gambar di bawah ini

Kurva IPR (Inflow Performance Relationship)
(Brown, K.E., 1984)

IPR DUA FASA 

Dalam metode IPR Dua Fasa terdapat beberapa teori yang akan kita kupas disini

1. Persamaan Vogel

2. Persamaan Standing (Vogel Modified)

3. Persamaan Harrison (Standing Modified)

4. Persamaan Couto (Standing Manipulated)

5. Persamaan Pudjo Sukarno (Vogel based + Simulated)

6. Persamaan Jones, Blount & Glaze (Perforated Well)

7. Persamaan Fetkovich (Gas Deliverability)

1. Persamaan IPR Vogel (1968)

Persamaan IPR Vogel merupakan yang paling banyak digunakan di Industri Hulu migas Vogel mengembangkan persamaan berdasarkan analisa terhadap grafik-grafik IPR yang dihasilkan dari model reservoir yang disimulasikan dengan tenaga dorong gas terlarut. Asumsi - asumsi pada pemakaian metode ini adalah : 

    - Tenaga pendorong reservoir adalah gas terlarut (solution gas drive)

    - Harga skin di sekitar lubang bor sama dengan nol (S = 0)

    - Tekanan Reservoir dibawah tekanan bubble / saturasi (Pb) 

    - Flow Efficiency = 1

Vogel memperoleh persamaan yang digunakan untuk membuat grafik kelakuan aliran fluida dari formasi ke lubang sumur berdasarkan data uji produksi dan tekanan. Apabila dilakukan analisa regresi terhadap titik data, diperoleh persamaan yang dapat mempresentasikan titik-titik data tersebut. Persamaan tersebut yaitu :

Keterangan : 

qo               = Laju produksi minyak, BOPD 

qmaks        = Laju produksi maksimal, BFPD 

Pwf            = Tekanan alir dasar sumur, Psi 

Pr               = Tekanan reservoir, Psi

Dari data uji produksi diperoleh laju produksi dan tekanan alir dasar sumur (Pwf) sedangkan dari data uji tekanan diperoleh tekanan statik sumur. Sesuai dengan anggapan yang digunakan dalam pengembangan persamaan IPR tersebut di atas, maka apabila persamaan ini akan digunakan di suatu sumur di lapangan, maka secara ideal kondisi sumur harus sesuai dengan anggapan yang diberlakukan.

 

Dengan demikian apabila persamaan tersebut digunakan di suatu sumur yang tidak memenuhi anggapan yang diberikan, maka perlu disadari bahwa hasil yang diperoleh tidak dapat dijamin ketelitiannya. Untuk mengatasi salah satu keterbatasan tersebut, persamaan Vogel dikembangkan untuk dapat menampung kondisi tekanan reservoir di atas tekanan saturasi.

Pada kondisi ini kurva IPR terdiri dari dua bagian, yaitu terdiri dari kurva yang linier (untuk harga Pwf > Pb) dan kurva yang tidak linier (untuk harga Pwf < Pb). Untuk bagian yang linier, kurva IPR mengikuti hubungan qo dan Pwf yang Linier. Dimana PI merupakan productivity index. Sedangkan untuk bagian yang tidak linier, persamaan kurva IPR adalah sebagai berikut :

Keterangan : 

qb                = Laju alir minyak pada tekanan saturasi, bbl/d 

Pb                = Tekanan saturasi, Psi 

qmaks          = Laju alir maksimal, bbl/d 

PI                = Productivity index, bbl/d/Psi

2. Persamaan Standing (1971)

Persamaan standing merupakan pengembangan dari persamaan vogel. Pada persamaan vogel skin atau kerusakan area dinding bor tidak diperhitungkan. Standing mencoba mencoba melengkapi kekurangan tersebut. Nilai Skin diperoleh dari tes PBU (Pressure Build Up) dan PDD (Pressure Drawdown). Pada persamaan Standing flow efficiency tidak sama dengan 0, FE ≠ 1

Asumsi Standing

    - Pengembangan Persamaan Vogel

    - Skin ≠ 0

    - Fe ≠ 1

Persamaan IPR Standing dirumuskan sebagai berikut :

        Pwf¹ = Pr – FE (Pr – Pwf)

        FE = Flow Efficiency

Flow Efficiency Merupakan perbandingan antara indek produktifitas nyata dengan produktifitas ideal. Dengan demikian FE berharga < 1 apabila mengalami kerusakan dan sebaliknya  

        FE = J_actual/J_ideal

Sehingga apabila dibuat IPR dengan persamaan Pwf¹

1. Akan lurus atau hampir lurus untuk harga FE < , meskipun alirannya dua fasa.
2. Berlawanan dengan definisi kinerja aliran karena dengan berkurangnya harga Pwf laju alirpun berkurang

Standing mengembangkan persamaan vogel untuk meramalkan kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur, dengan menggunakan dua anggapan berikut ini :

    1.       Indeks produktivitas mengikuti definisi aliran satu fasa

    2.       Saturasi fluida di reservoir sama di setiap titik.

Dari hasil pengembangan tersebut, standing menurunkan tiga persamaan dasar yaitu :

    1.      Persamaan indeks produktivitas untk masa sekarang, (Jp)*, yang dinyatakan dalam persamaan               berikut :

    2.  Persamaan indeks produktivitas untuk masa yang akan datang, (Jf)*, yang dinyatakan sebagai                 berikut :

        

    _{3. Persamaan untuk menentukan laju produksi maksimum untuk masa yang akan datang,(Qomax)f,            yaitu}   

    

Dengan menggunakan ketiga persamaan tersebut dan persamaan bobot, dapat dilakukan peramalan  kinerja aliran fluida dari reservoir kelubang sumur untuk masa yang akan datang. 

3. Metode Fetkovich

Pada persamaan IPR Fetkovich dituliskana dengan Memplot antara qo terhadap (Pr² – Pwf²) pada kertas grafik. 

          qo = J (Pr² – Pwf²)n

         

        ket : n = nilai turbulensi

n mendekati satu berarti derajat turbulensi rendah yaitu aliran merupakan aliran laminer, sedangkan untuk harga n minimum 0,5, menunjukkan bahwa derajat turbulensi sangat tinggi. Makin kecil harga n maka makin besar derajat turbulensinya.

Dengan perhitungan material balance untuk reservoir bertenaga dorong gas terlarut, Fetkovich menunjukkan bahwa hubungan antara permeabilitas relative minyak dengan tekanan reservoir merupakan hubungan yang linier. Dengan demikian perbandingan antara permeabilitas relative minyak untuk dua waktu yang berbeda dapat dinyatakan sebagai perbandingan tekanan reservoirnya. Hal ini dapat dituliskan sebagai berikut: 

Dengan demikian perubahan kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur dari suatu waktu tertentu ke waktu berikutnya, akan sebanding dengan perbandingan tekanan reservoirnya. Hal ini dinyatakan dalam persamaan berikut:

Persamaan tersebut diatas dapat digunakan untuk meramalkan kurva IPR di waktu yang akan datang, apabila di sumur tersebut pernah dilakukan back-pressure. Harga J dan n di persamaan tersebut ditentukan dari uji back-pressure yang dilakukan pada tersebut ditentukan dari uji back-pressure yang dilakukan pada saat tekanan reservoir sama dengan Pri.

4. Persamaan IPR Couto's

Menurut Brown, 1997. Persamaan IPR Couto merupakan penyempurnaan dari persamaan standing untuk sumur sumur yang rusak dan menerapkannya pada definisi Indeks produktivityas yang dikembangkan oleh Persamaan Standing. Persamaan IPR Couto Memanipulasi persamaan Standing untuk kelakuan aliran fluida dari formasi ke lubang sumur. 

Disarankan digunakan di awal sumur berproduksi karena harga Ko, Bo, μo dapat diperoleh dengan mudah dan teliti 

Ket : 

        R      = Pwf / PR

        FE    = Flow Efficiency, yakni perbandingan antara indeks produktivitas nyata dan indeks                                    produktivitas idel. Harga FE kecil dari satu apabila sumur mengalami kerusakan dan                                mampu lebih besar dari satu apabila telah dilakukan stimulasi

5. Persamaan IPR Harrison

Merupakan penyempurnaan metode Standing khususnya untuk kurva IPR yang tidak seharusnya, seperti yang diperoleh dengan metoda Standing. Persamaan ini bersifat empiris, dan tetap menggunakan definisi efisiensi aliran (FE) untuk kondisi aliran satu fasa. Persamaan Harrison tersebut adalah sebagai berikut

Pwf' = Pr - FE ( Pr - Pwf)

6. Persamaan IPR Pivot Point

Uhri dan Blount mengembangkan persamaan IPR Pivot Point peramalan kinerja aliran dari formasi ke lubang sumur, dengan menggunakan persamaan vogel sebagai sumber pengembangan. Metoda ini memerlukan dua uji tekanan dan produksi dari suatu sumur pada saat yang berbeda. Berdasarkan kedua uji tersebut, kurva IPR untuk waktu yang akan datang dapat diperkirakan.

Prosedur perhitungan peramalan kurva IPR dengan metoda ini dapat dilakukan secara grafis atau numerik, tetapi pada tulisan ini hanya metoda numerik yang dapat diuraikan.

Sesuai dengan persamaan vogel, harga indeks produktivitas dapat diturunkan dengan deferensiasi qo terhadap Pwf, yaitu sebagai berikut

Harga indeks produktivitas pada Pwf = 0, berdasarkan persamaan diatas adalah :

secara sama harga indeks produktivitas pada Pwf = Pr’ adalah :

berdasarkan kedua persamaan tersebut, dapat dinyatakan bahwa harga indeks poduktivitas pada Pwf = Pr sama dengan sembilan kali harga indeks produktivitas pada Pwf = 0, atau dapat dituliskan

Berdasrakan persamaan di atas, untuk dua uji produksi dan tekanan yang dilakukan pada waktu yang berbeda, dapat dilakukan pada waktu yang berbeda, dapat dibuat hubungan antara dqo / dPwf terhadap tekanan reservoir (Pr). 

untuk setiap uji tekanan dan diproduksi, garis yang menghubungkan antara titik (Pr, dqo / dqo/dPwf@ Pwf = 0) dan (Pr, dqo / dqo / dPwf@Pwf = Pr) akan bertemu di satu titik, yang disebut “pivot point”. Dengan menggunkan “pivot point” ini dapat dibuat garis yang menghubungkan (Pr, dqo / dqo/dPwf@ Pwf = 0) dan (Pr, dqo / dqo/dPwf@ Pwf = Pr) pada harga - harga Pwf = 0 dan Pwf = Pr yang lain, dengan menggunakan persamaan diatas. Apabila titik-titik yang menunjukkan harga (Pr, dqo / dqo/dPwf@ Pwf = Pr ) dihubungkan, maka akan diperoleh tempat di kedudukan titik - titik yang menunjukkan harga indeks produktivitas sumur pada suatu harga Pr. Tempat kedudukan ini disebut “Pr-envelope”, yang mana garis ini akan digunakan untuk meramalkan kurva IPR. Secara numerik, Uhri dan Blount menurunkan persamaan Pr-envelope, yaitu sebagai berikut :

dimana :

    A = (Pr1- Pr2) / B

    Pr1 = tekanan reservoir pada waktu t1

    Pr2 = tekanan reservoir pada waktu t2

IPR TIGA FASA

1. Persamaan IPR Wiggins

IPR secara empiris adalah hubungan berdasarkan analisa regresi linier dari simulator yang mencakup berbagi macam fluida reservoir dan sifat batuan. IPR yang dikembangkan dibandingkan dengan metode tiga fasa lainnya dan menghasilkan hasil serupa untuk prilaku tekanan produksi sekitar boundary-dominated flow lebih mudah digunakan

IPR ini dikembangkan dari analisa aliran multifasa dalam boundary, reservoir homogen tanpa eksternal fluida influx pada reservoir dan berlaku untuk Pola aliran yang paling terpengaruh oleh boundary . IPR ini dibatasi asumsi yaitu

(1) tekanan reservoir dibawah bubble point 

(2) tidak ada fase gas bebas saat ini 

(3) fase air bergerak hadir untuk kajian tiga fasa 

(4) Persamaan darcy untuk aliran multifasa diterapkan 

(5) Kondisi Isothermal 

(6) tidak ada reaksi yang terjadi antara fludia reservoir dan batuan reservoir 

(7) tidak ada kelarutan gas dalam air 

(8) efek gravitas dapat diabaikan dan 

(9) Komplesi yang dilakukan adalah fully penetrating.

Hasil pengembangan simulator

Dalam mengembangkan persamaan umum untuk memperkirakan IPR, Kurva IPR dibentuk dari hasil simulator untuk 4 basic set data permeabilitas relatif dan sifat fisik fluida. setiap kumpulan data digunakan untuk menghasilkan hasil simulator dari irriducible water waturation (Sirr) sampai residual oil saturation (Sor). Total 16 reservoir secara teoritis di uji dari tekanan initial sampai minimum Pwf pada 91 simulator. Reservoir properties sebagai berikut : porositas, 12-24 % ; Temperatur, 150-200 F ; initial pressure 1500 – 3500 psig ; Oil gravity, 15-45 API ; gas gravity, 0.6 - 0.7 ; water solids 12 – 30 % ; Sor, 5-45% ; Sirr 10 – 50%, Saturasi gas kritis 0 – 7.5% dan radius pengurasan 506 – 1085 ft. Hasil simulator diperoleh untuk radial flow geometri dan constant oil rate production.

Penyetaraan IPR Wiggins

Secara keseluruhan, persen kesalahan adalah 4.93% untuk minyak dan 6.18 % untuk air. Hal ini mengindikasikan bahwa kurva akan cocok untuk digunakan pada reservoir properties yang lebih luas jika reservoir berproduksi dibawah kondisi pola aliran yang dipengaruhi boundary. Persamaan IPR menurut Wiggins

Untuk mengevaluasi metode 3 fasa dilakukan perbandingan terhadapo IPR Brown dan Pudjo sukarno metode tiga fasa. Dari ketiga metode tersebut dihasilkan laju alir (rate) yang mirip, hal ini menunjukan bahwa penyetaraan yang dilakukan oleh wiggins adalah cocok. Berdasarkan simulator perbedaan maksimal adalah 3.98 % untuk minyak dan 7.08 untuk air

2. Persamaan IPR Pudjo Sukarno

Metoda ini dikembangkan dengan menggunakan simulator, yang juga digunakan untuk mengembangkan kurva IPR gas-minyak. Anggapan yang dilakukan pada waktu pengembangan persamaan ini adalah :

a. Faktor skin sama dengan nol

b. Gas, minyak dan air berada dalam satu lapisan dan mengalir bersama-sama, secara radial dari reservoir menuju lubang sumur.

Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digunakan parameter water cut, yaitu prebandingan laju produksi air terhadap laju produksi cairan total. Parameter ini merupakan parameter tambahan dalam persamaan kurva IPR yang dikembangkan .

Selain itu, hasil simulasi menunjukkan bahwa pada suatu harga tekanan reservoir tertentu, harga water cut berubah sesuai dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, yaitu makin rendah tekanan alir dasar sumur, makin tinggi harga water cut. Dengan demikian perubahan water cut sebagai fungsi dari tekanan alir dasar sumur perlu ditentukan.

Dalam pengembangan kelakuan aliran tiga fasa dari formasi ke lubang sumur, dengan menggunakan analisis regresi yang terbaik menghasilkan persamaan

Keterangan : 

          An, (n = 0, 1 dan 2) adalah konstanta persamaan, yang harganya berbeda untuk water cut yang              berbeda. Hubungan antara konstanta tersebut dengan water cut ditentukan pula dengan analisisi              regresi, dan diperoleh persamaan berikut :

     

        dimana : C_n (n = 0, 1 dan 2) untuk masing-masing harga A_n ditunjukkan dalam Tabel di bawah ini

Sedangkan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat dinyatakan sebagai P_wf /P_r terhadap  dimana  telah ditentukan dengan analisa regresi yang menghasilkan persamaan berikut

dimana P1 dan P2 tergantung dari harga water cut. Dari hasil analisis regresi menghasilkan persamaan berikut :

       

        P1 = 1.606207 – 0.130447 x Ln(WC)

        P2 = -0.517792 + 0.110604 x Ln(WC)

dimana WC dinyatakan dalam persen (%) dan merupakan data uji produksi.

Sumur-sumur 

yang sudah cukup lama berproduksi biasanya telah memproduksikan gas minyak dan air sehingga persamaan Vogel tidak sesuai lagi dengan kondisi sumur sebenarnya. Untuk membuat kurva IPR pada kondisi yang demikian maka Pudjo Soekarno mengembangkan suatu metode perhitungan kinerja aliran fluida multifasa. Prosedur perhitungan kinerja aliran fluida multi fasa dari formasi ke lubang sumur adalah sebagai berikut :  

 

1. Siapkan data-data penunjang meliputi

•  Tekanan reservoir atau tekanan statis sumur
•  Tekanan alir dasar sumur
•  Laju produksi minyak dan air
•  Water cut berdasarkan uji produksi  

2. Hitung harga    

 

Dimana harga P1 dan P2 dihitung dengan persamaan di atas 

 

3. Berdasarkan harga hitung konstanta A0, A1, A2 dengan menggunakan persamaan sebelumnya. Untuk masing-masing harga An ditunjukan dalam Table di atas  

 

4. Berdasarkan data uji produksi, tentukan laju produksi cairan total maksimum dengan menggunakan persamaan di atas 

 

5. Berdasarkan harga Qtmax dari langkah (4) dapat dihitung laju produksi minyak untuk berbagaiharga tekanan alir dasar sumur. 

 

6. Hitung laju produksi air untuk setiap water cut pada setiap Pwf dengan persamaan : 

 

Qw = (WC/100-WC)) x Qo 

 

7. Membuat tabulasi harga-harga Qw, Qo, Qt untuk berbagai harga Pwf pada Ps actual  

 

Jika data berbagai harga tekanan alir dasar sumur diplot dengan berbagai harga laju alir produksi total maka akan diperoleh kurva IPR multifasa.

PENUTUP

Demikianlah materi Kupas Tuntas IPR (Inflow Performance Relationship). Semoga dapat bermanfaat untuk para pembaca semua khususnya dapat berguna bagi calon engineer masa depan

salam

Vanalive Insight

Faktor Penting Dalam Pemilihan Jenis Tangki Migas

Dalam dunia industri, terutama yang bergerak pada unit pengolahan liquid seperti industri migas, tentu saja memiliki tempat penampungan produk maupun bahan baku yang disebut dengan tangki. Setiap jenis tangki memiliki bentuk serta spesifikasi masing-masing sebagai tempat penampungan, seperti yang kita ketahui fraksi-fraksi yang telah diolah memiliki kondisi dan sifat-sifat yang berbeda, sehingga dalam pemilihan jenis tangki harus disesuaikan dengan karakteristik fraksi yang akan ditampung di dalamnya.

Dalam industri migas, pemilihan jenis tangki berpatokan pada standar API (American Petroleum Institute) yang telah mengeluarkan berbagai spesifikasi yang meliputi material, desain, fabrikasi,dan testing. Untuk menjamin agar tangki penyimpanan minyak bumi dapat dioperasikan dengan baik dan aman maka dalam pemilihan dan pengoperasiaanya harus memenuhi beberapa aspek ketentuan yang berlaku sehingga dalam penggunaanya tidak menimbulkan masalah dan keadaan-keadaan yang tidak diinginkan.

Syarat Pemilihan Tangki

Tangki penyimpanan minyak bumi memiliki peranan penting dalam proses produksi fraksi minyak bumi, sehingga pemilihannya harus sesuai dengan standar yang berlaku, Umumnya yang harus diperhatikan pada saat pemilihan yaitu jenis fraksi yang akan ditampung meliputi sifat penguapan dan korosifitas dari fraksi tersebut serta menentukan tekanan yang diperlukan. Berikut faktor-faktor utama yang harus diperhatikan saat pemilihan jenis tangki yaitu:

1. Tekanan uap (vapour pressure), tekanan operasi (operating pressure), temperatur penyimpanan dan flash point.
2. Kapasitas tangki.
3. Kontrol uap yang diizinkan yang mengacu pada standar API (publication 2517, 2518 dan 2519 yang menggambarkan evaporation losses dari berbagai jenis tangki penyimpanan).
4. Safety and fire hazard.
5. Perlindungan terhadap isi tangki agar tidak terjadi perubahan molekul ataupun bentuk fisik lainnya.
6. Temperatur dan tekanan standar yang diperlukan.
7. Temperatur terhadap perlindungan lingkungan.

Tipe tangki dibagi berdasarkan vapour pressure (tekanan uap) dari fraksi yang ada didalamnya, sesuai dengan tabel dibawah ini:

Syarat Pengoperasian Tangki Minyak Bumi

Pengoperasian tangki minyak bumi meliputi proses penerimaan dan pengiriman, hal-hal teknis yang perlu diperhatikan dalam pengoperasian tangki penyimpanan minyak bumi secara aman adalah:

1. Tangki penyimpanan harus dilengkapi dengan sistem peralatan yang dapat menjamin proses pengoperasian sesuai kebutuhan.
2. Instalasi tangki minyak bumi harus dilengkapi dengan tempat pengukuran serta pengambilan sampel yang berfungsi untuk tempat mengambil sampel dan memantau kuantitas serta kualitas produk sesuai kebutuhan.
3. Setiap jenis produk harus disimpan di dalam tangki yang sesuai dengan peruntukannya dan apabila dilakukan pencampuran jenis fraksi (jenis yang berbeda) maka sebelumnya harus dilakukan analisa perubahan terlebih dahulu.
4. Pemantauan kuantitas dan kualitas produk harus dilakukan secara berkala sesuai dengan kebutuhan.
5. Peralatan dan tata cara pengoperasian harus menjamin keselamatan kerja dan keselamatan operasi.

source : prosesindustri.com

Pengenalan EOR - Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT

DOWNLOAD

Faktor Faktor Utama Yang Memengaruhi Efektivitas EOR

Perolehan Minyak Tahap Lanjut atau EOR adalah teknik untuk memperoleh minyak dengan cara menginjeksikan suatu zat yang berasal dari salah satu atau beberapa metode pengurasan yang menggunakan energi luar reservoir.

http://cornerstonemag.net/

Tujuan dilakukannya EOR adalah

• Meningkatkan faktor perolehan minyak
• mengurangi saturasi minyak residual
• menurunkan viskositas minyak yang terdapat dalam reservoir
• memberikan driving force pada laju produksi minyak yang sudah rendah
• meningkatkan areal sweep effecinecy

Suatu metoda EOR secara umum dapat saja diterapkan pada semua reservoir secara acak, tetapi yang menjadi pertanyaan apakah fluida injeksi tersedia dalam jumlah yang cukup selama masa produksi, lalu apakah fluida injeksi sesuai (compatible) dengan batuan dan fluida reservoir, lalu apakah hasilnya akan baik. Makin baik suatu EOR, tambahan perolehan yang dihasilkan dibandingkan dengan cara alamiahnya makin besar.

BACA JUGA : 

Screening Criteria penentuan metode EOR

Pengenalan EOR - Dr. Ir. Dedy Kristanto, MT

Beberapa faktor penting dalam menentukan keberhasilan suatu metoda EOR

Pada Kondisi reservoir :

• Kedalaman
• Kemiringan
• Tingkat homogenitas
• Sifat - sifat petrofisik
• Mekanisme pendorong

Pada kondisi Fluida reservoir:

• Remaining reserve
• Saturasi minyak sisa
• Viskositas minyak

Kedalaman

Kedalaman reservoir merupakan faktor yang penting dalam menentukan keberhasilan suatu EOR dari segi teknik dan ekonomi.Dari segi teknik, jika kedalaman kecil, tekanan injeksi yang dapat dikenakan terhadap reservoir juga kecil, karena tekanan dibatasi oleh tekanan rekah. Dari segi ekonomi, jika kedalaman kecil, maka biaya pemboran sumur baru akan kecil, demikian pula jika dilakukan injeksi gas, biaya kompresor akan cukup kecil.

Kemiringan

Faktor kemiringan mempunyai arti yang penting jika perbedaan rapat massa antara fluida pendesak dan fluida yang didesak cukup besar, misalnya pada injeksi gas. Jika kecepatan pendesakan besar sekali, pengaruh kemiringan tidak terlalu besar. Dalam hal kecepatan pendesakan tidak terlalu besar, jika fluida pendesaknya air, ia cenderung untuk maju lebih cepat di bagian bawah; jika fluida pendesaknya gas, ia cenderung untuk menyusul di bagian atas.

Tingkat Homogenitas Reservoir

Homogenitas suatu reservoir ditentukan oleh :

•  keseragaman ukuran pori
• keseragaman stratigrafi/jenis batuan
• kontinuitas yang dipengaruhi struktur (mis. patahan) atau stratigrafi; hal ini dapat diuji dengan uji interferensi tekanan
• ada atau tidaknya "skin effect" dan berapa besar pengaruhnya terhadap injectivity; hal ini dapat diuji dengan uji tekanan sumur injeksi
• Ketidak seragaman sifat-sifat batuan yang menyebabkan perubahan permeabilitas akan mengurangi efisiensi penyapuan injeksi.

Sifat-sifat Petrofisik

Besaran-besaran petrofisik yang mempengaruhi keberhasilan suatu metoda EOR ialah :

• porositas (*)
• permeabilitas (K)
• permeabilitas relatif sebagai fungsi saturasi (Krw dan Kro)
• tekanan kapiler (Pc)
• kebasahan batuan (*)

Porositas yang semakin besar akan menghasilkan cadangan sisa yang semakin besar pula; hal ini membuat prospek EOR lebih baik.

Permeabilitas yang besar biasanya lebih menguntungkan bagi diterapkannya suatu metoda EOR; tetapi jika harga permeabilitas di atas suatu batas ambang tertentu, mungkin penerapan metoda EOR tidak ekonomis lagi karena sebagian besar minyak sudah diproduksikan pada produksi alamiah sebelumnya.

Tekanan kapiler dan kebasahan batuan mempengaruhi besarnya saturasi minyak tersisa di reservoir.

Mekanisme Pendorong

Peranan mekanisme pendorong dapat penting sekali, misalnya jika suatu reservoir mempunyai pendorong air yang sangat kuat (strong water-drive), maka penerapan injeksi air atau injeksi kimiawi tidak memberikan dampak yang berarti.

Cadangan Minyak Tersisa

Cadangan minyak tersisa suatu reservoir mempunyai hubungan langsung dengan nilai ekonomi penerapan suatu metoda EOR padanya. Makin besar cadangan tersisa, makin besar kemungkinan bahwa suatu proyek EOR untung.

Saturasi Minyak Tersisa

Besarnya saturasi minyak tersisa menentukan mudah atau sukarnya pendesakan atau pengurasan yang dilakukan oleh fluida injeksi nantinya. Makin kecil harga saturasi minyak tersisa, makin kecil kemungkinan untuk memperoleh keuntungan dari EOR; hal ini disebabkan oleh dua hal, yaitu pertama, pengurasan minyaknya memerlukan metoda yang mahal dan kedua, jumlah minyak yang harus menanggung biaya pengurasan makin kecil.

Viskositas Minyak

Viskositas minyak merupakan unsur penting dalam memilih metoda EOR yang cocok dan juga dalam penentuan keberhasilan metoda tersebut. Dalam hal pendesakan tak tercampur, besaran yang menentukan efektivitas penyapuannya ialah perbandingan mobilitas fluida pendesak (Kd/ *d) dengan minyak yang didesak (Ko/ *o). Semakin kecil perbandingan mobilitas, semakin baik efisiensi penyapuannya. Hal ini terjadi jika viskositas minyak semakin kecil.

Demikianlah tulisan kali ini tentang faktor utama yang mempengaruhi efektivitas dari EOR untuk memaksimalkan perolehan minyak. Semoga beramnfaat untuk pembaca dan penulis. Terima kash

Salam

Vanalive Insight

Tahap Perforasi

Pembuatan lubang menembus casing dan semen sehingga terjadi komunikasi antara formasi dengan sumur yang mengakibatkan fluida formasi dapat mengalir ke dalam sumur disebut dengan perforasi. Alat untuk melakukan perforasi disebut dengan perforator. Perforator dibedakan atas dua tipe yakni Bullet/Gun perforator dan Shape charge/Jet perforator.

Gambaran proses perforasi, via Halliburton.com

a. Bullet / Gun perforator

Komponen utama dari bullet perforator meliputi fluida seal disk, gun barrel, gun body, bullet, thread sell, shear disk, powder centrifuge, contact-pin assembly, back contact spring, dan electrick wire.

Fluida seal disk berfungsi menahan masuknya fluida sumur ke dalam alat dimana dapat melemahkan kekuatan membakar powder. Gun body terdiri dari silinder besi panjang yang dilengkapi dengan suatu alat kontrol untuk penembakan dimana barrel disekrupkan dan juga untuk menempatkan sumbu (igniter) dan propelant dengan shear disk didasarnya, untuk memegang bullet ditempatnya sampai tekanan maksimum tercapai karena terbakarnya powder. Sedangkan Electric Wire merupakan kawat listrik yang meneruskan arus untuk pengontrolan pembakaran powder charge.

Prinsip kerja bullet perforator adalah susunan gun yang sudah ditempatkan dengan interval tertentu diturunkan kedalam sumur dengan menggunakan kawat (electric wire-line cable) dimana kerja gun dikontrol dari permukaan melalui wireline untuk melepaskan peluru (penembakan) baik secara sendiri maupun serentak. Karena arus listrik melalui wireline timbul pembakaran pada propelant dalam centrifuge-tube sehingga terjadi ledakan yang melontarkan bullet dengan kecepatan tinggi.

b. Jet Perforator

Prinsip kerja jet perforator berbeda dengan gun perforator, bukannya gaya powder yang melepas bullet tetapi powder yang eksplosif diarahkan oleh bentuk powder chargenya menjadi suatu arus yang berkekuatan tinggi yang dapat menembus casing, semen, dan formasi.

Kondisi Kerja Perforasi

1. Conventional Overbalance

Merupakan kondisi kerja di dalam sumur dimana tekanan formasi dikontrol oleh fluida/lumpur komplesi atau dengan kata lain bahwa tekanan hidrostatik lumpur (Ph) lebih besar dibandingkan tekanan formasi (Pf), sehingga memungkinkan dilakukan perforasi, pemasangan tubing dan perlengkapan sumur lainnya. Cara overbalance ini, umumnya digunakan pada :

1. Komplesi multizona.
2. Komplesi gravel-pack (cased-hole).
3. Komplesi dengan menggunakan liner.
4. Komplesi pada casing intermidiate.

Masalah/problem yang sering timbul dengan teknik overbalance ini adalah :

1. Terjadinya kerusakan formasi (damage) yang lebih besar, akibat reaksi antara lumpur komplesi dengan mineral-mineral batuan formasi.
2. Penyumbatan oleh bullet/charge dan runtuhan batuan.
3. Sulit mengontrol terjadinya mud-loss dan atau kick.
4. Clean-up sukar dilakukan.

BACA JUGA :

WELL COMPLETION

ADVANCED WELL COMPLETION ENGINEERING HANDBOOK

KEKUATAN BATUAN FORMASI

2. Underbalance

Merupakan kebalikan dari overbalance, dimana tekanan hidrostatik lumpur komplesi lebih kecil dibandingkan tekanan formasi. Cara ini sangat cocok digunakan untuk formasi yang sensitif/reaktif dan umumnya lebih baik dibandingkan overbalance, karena :

1. Dengan Ph < Pf, memungkinkan terjadinya aliran balik : dari formasi ke sumur, sehingga hancuran hasil perforasi (debris) dapat segera terangkat keluar dan tidak menyumbat hasil perforasi.
2. Tidak memungkinkan terjadinya mud-loss dan skin akibat reaksi antara lumpur dengan mineral batuan.
3. Clean-up lebih cepat dan efektif.

Teknik/Cara Perforasi

Berdasarkan cara menurunkan gun ke dalam sumur, ada dua teknik perforasi, yaitu dengan wireline (wireline conveyed perforation) dan dengan tubing (tubing conveyed perforation).

1. Wireline Conveyed Perforation

Pada sistem ini gun diturunkan ke dalam sumur dengan menggunakan wireline (kawat listrik).

Wireline conveyed perforation. Biasanya menggunakan gun berdiameter besar. Kondisi kerja perforasi dengan teknik ini adalah overbalance, sehingga tidak terjadi aliran setelah perforasi dan menara pemboran dengan blow out preventer (BOP) masih tetap terpasang untuk penyelesaian sumur lebih lanjut.

Wireline conveyed tubing gun. Gun berdiameter kecil dimasukkan kedalam sumur melalui X-mastree dan tubing string, setelah tubing dan packer terpasang diatas interval perforasi. Penyalaan gun dilakukan pada kondisi underbalance dan untuk operasi ini, umumnya tidak diperlukan menara pemboran tetapi cukup dengan lubricator (alat kontrol tekanan) atau snubbing unit.

2. Tubing Conveyed Perforator (TCP).

Gun berdiameter besar dipasang pada ujung bawah tubing atau ujung tail-pipe yang diturunkan kedalam sumur bersama-sama dengan tubing string. Setelah pemasangan X-mastree dan packer, perforasi dilakukan secara mekanik dengan menjatuhkan bar atau go-devil melalui tubing yang akan menghantam firing-head yang ditempatkan di bagian atas perforator. Perforasi ini dapat dilakukan baik pada kondisi overbalance maupun underbalance dan setelah perforasi dilakukan, gun dibiarkan tetap tergantung atau dijatuhkan ke dasar sumur (rathole).

3. Tahap Penimbaan (Swabbing)

Swabbing adalah pengisapan fluida sumur/fluida komplesi setelah perforasi pada kondisi overbalance dilakukan, sehingga fluida produksi dari formasi dapat mengalir masuk kedalam sumur dan kemudian diproduksikan ke permukaan. Ada 2 sistem pengisapan fluida yang berbeda pada sumur sebelum diproduksikan, yaitu :

1. Penurunan densitas cairan.

Dengan menginjeksikan lumpur yang mempunyai densitas lebih kecil dari fluida yang berada di sumur, sehingga densitas lumpur baru akan memperkecil tekanan hidrostatik (Ph) fluida sumur, sehingga akan terjadi aliran dari formasi menuju sumur produksi selanjutnya ke permukaan.

2. Penurunan kolom cairan.

Seperti halnya penurunan densitas, untuk tujuan menurunkan tekanan hidrostatik fluida dalam sumur agar lebih kecil dari tekanan formasi, dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan pengisapan dan timba.

Macam-macam swab-cup, via OilfieldSupply.com

Pengisapan, dengan memasukkan karet penghisap (swabb-cup) yang berdiameter persis sama dengan tubing untuk swabbing. Dengan cara menari swab-cup keatas, maka tekanan dibawah swab-cup menjadi kecil sehingga akan terjadi surge dari bawah yang akan mengakibatkan aliran.

Timba, mekanisme dengan cara ini adalah timba dimasukkan melalui tubing, dimana pada saat timba diturunkan, katup pada ujung membuka dan bila ditarik katup tersebut akan menutup. Dengan cara ini, maka suatu saat tekanan formasiakan melebihi tekanan hidrostatik kolom lumpur.

Well Completion

Well completion adalah persiapan atau penyempurnaan sumur untuk diproduksikan. setelah pemboran telah mencapai formasi yang merupakan terget terakhir dan pemboran telah selesai, maka sumur perlu dipersiapkan untuk diproduksikan. Pada well completion, dilakukan pemasangan alat-alat dan perforasi apabila diperlukan dalam usahanya untuk mengalirkan hidrokarbon ke permukaan. Tujuannya adalah untuk menyerap hidrokarbon secara optimal. Komplesi sumur meliputi bagian tahapan operasi produksi, yaitu :

1. Tahap pemasangan dan penyemenan pipa selubung produksi (production casing)
2. Tahap perforasi dan/atau pemasangan pipa liner.
3. Tahap penimbaan (swabbing) sumur.

1. Jenis-jenis Well Completion

Well completion berdasarkan fungsi dan tujuannya dapat dibagi menjadi tiga bagian, yaitu formation completion, tubing completion dan well head completion.

1.1. Formation Completion

Metode formation (down hole) completion dapat dibagi menjadi tiga bagian yaitu open hole completion, perfarated casing completion dan sand exclusion types.

1.1.1. Open Hole Completion

Metode ini merupakan metode yang sederhana dimana casing dipasang hanya sampai puncak formasi produktif sehingga formasi produktif tidak tertutup secara mekanis. Dengan demikian aliran fluida reservoir dapat langsung masuk ke dalam sumur tanpa halangan. Metode ini hanya cocok digunakan pada formasi yang kompak atau tidak mudah runtuh. Bila laju produksi besar maka produksi dilakukan melalui casing sedangkan untuk laju produksi kecil produksi dilakukan melalui tubing.

Penggunaan metode open hole completion memiliki beberapa keuntungan diantaranya adalah Fluida mengalir ke lubang sumur dengan diameter penuh dan tanpa hambatan, sehingga dengan cara ini umumnya dapat diperoleh laju produksi yang lebih besar dibandingkan dengan cara lain. Memperkecil kemungkinan terjadinya kerusakan formasi (formation damage). Interpretasi log yang dilakukan memberikan hasil yang cukup baik, dan mudah ditambah kedalaman bila diperlukan serta mudah ditambah secara liner atau perforated completion.

Sedangkan kerugiannya adalah sukar dilakukan pengontrolan terdapat produksi air atau gas, dan sukar melakukan stimulasi pada interval produksi bila diperlukan suatu selective stimulation. Harus sering dibersihkan pada interval formasi produktifnya, terutama bila formasinya kurang kompak, serta pemasangan casing dilakukan dengan coba-coba sebelum pemboran terhadap formasi produktif.

1.1.2. Perforated Casing Completion

Dalam metode ini casing produksi dipasang sampai dasar formasi produktif dan disemen. Selanjutnya lubang diperforasi pada interval-interval yang diinginkan. Dengan adanya casing maka formasi yang mudah gugur dapat ditahan. Perforated casing completion umumnya digunakan pada formasi-formasi dengan faktor sementasi (m) sebesar 1,4.

BACA JUGA : TAHAP PERFORMASI SUMUR MINYAK DAN GAS

Adapun keuntungan dalam penggunaan metode ini adalah dapat mengontrol air dan gas berlebihan, stimulasi dan treatment dapat dilakukan lebih selektif. Kemudian akan mudah untuk menambah kedalaman jika diperlukan. Casing produksi yang dipasang hingga dasar formasi akan menghalangi masuknya pasir, komplesi tambahan dapat dilakukan sesuai dengan teknik pengontrolan pasir yang dikehendaki, serta dapat disesuaikan dengan semua konfigurasi multiple completion. Sedangkan kerugiannya adalah memerlukan biaya perforasi yang besar, interpretasi log kritis, dan kemungkinan terjadinya kerusakan formasi lebih besar.

Open dan Cased Hole Completion, via DrillingFormulas.com

1.1.3. Sand Exclusion Type Completion

Metode ini digunakan untuk mencegah terproduksinya pasir dari formasi produktif yang kurang kompak. Metode yang umum digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran adalah liner completion, gravel pack completion dan sand consolidation.

Metode pertama adalah Liner Completion biasa digunakan untuk formasi produktif dengan faktor sementasi antara 1,4 sampai 1,7. Liner completion dapat dibedakan menjadi dua berdasarkan cara pemasangannya, yaitu screen liner completion dan perforated liner completion.

Pada metode Screen Liner Completion, casing dipasang sampai puncak dari lapisan atau zona produktif. Kemudian liner dipasang pada formasi produktif sehingga pasir yang ikut aliran produksi tertahan oleh screen tersebut.. Dalam screen liner completion, dijumpai beberapa macam jenis screen liner yang dapat digunakan, yaitu slotted screen liner, wire wrapped screen liner dan prepack screen liner.

Sedangkan dalam metode Perforated Liner Completion, casing dipasang di atas zona produktif, kemudian zona produktif dibor dan dipasang casing liner dan disemen. Selanjutnya liner diperforasi untuk produksi.

Metode kedua adalah metode Gravel Pack Completion. Metode ini dilakukan bila screen liner masih tidak mampu menahan terproduksinya pasir. Caranya adalah dengan menginjeksikan sejumlah gravel dan fomasi produktif disekeliling casingnya hingga fluida akan tertahan oleh pasir yang membentuk barrier di belakang gravel dan gravel ditahan oleh screen. Dari keadaan lubang sumur ketika gravel pack ini dipasangkan, pemasangannya dibagi menjadi eksternal dan internal.

Gravel Pack, via petrowiki.org

External gravel pack, adalah jenis gravel pack yang diterapkan pada kondisi open hole. Open hole (external) gravel pack akan sesuai untuk diterapkan pada sumur yang indeks produktivitasnya tidak mengalami penurunan yang besar selama produksi.

Internal gravel pack, adalah jenis gravel pack yang diterapkan pada kondisi lubang bor dalam keadaan tercasing dan terperforasi. Faktor utama yang harus diperhatikan dalam cased hole gravel pack ini adalah dilakukan pembersihan lubang perforasi dengan menggunakan fluida komplesi sebelum gravel dimasukkan ke dalam lubang sumur atau formasi, hal ini dapat mencegah terjadinya sumbatan pada alur maupun lubang perforasi. Metode cased hole (internal) gravel pack dapat diterapkan pada dua situasi :

Formasi dengan internal produksi yang panjang, dimana penempatan pasir (sand) consolidation tidak dapat diterapkan.

Formasi yang berlapis-lapis, dimana produksi diharapkan dapat dilakukan melalui satu rangkaian pipa produksi.

Metode terakhir dari tipe komplesi Sand Exclusion adalah Sand Consolidation, dimana masalah kepasiran juga terjadi di dalam komplesi formasi yang secara alamiah tidak terkonsolidasi. Dalam hal ini para ahli mencoba untuk meningkatkan pengontrolan pasir dengan melakukan konsolidasi batuan. Cara ini dikenal dengan sand consolidation. Metode ini umumnya dilakukan pada lapisan tipis berbutir relatif besar, permeabilitas seragam (uniform) dan clean sand. Prinsip dari metode ini adalah menginjeksikan bahan kimia ke dalam lapisan pasir sehingga butiran pasir yang terlepas menjadi tersemen. Bahan kimia yang umum digunakan adalah epoxy resin, furun dan phenol formaldehyde.

1.2. Tubing Completion

Penentuan jenis tubing completion terutama didasarkan atas jumlah tubing yang akan digunakan dimana hal ini erat hubungannya dengan jumlah atau zone produktif yang dimiliki serta produktivitas formasinya. Tubing completion dapat dibedakan menjadi tiga jenis yang didasarkan jumlah production string (pipa produksi) yang digunakan dalam satu sumur. Jenis-jenis tersebut adalah : single completion, comingle completion, multiple completion.

1.2.1. Single Completion

Merupakan metode produksi yang hanya menggunakan satu pipa produksi dimana sumurnya hanya memiliki satu zone produktif. Berdasarkan kondisi reservoir dan lapisan batuan produktifnya, single completion dibedakan menjadi dua jenis, yaitu open hole dan perforated completion. Open Hole Completion merupakan cara komplesi yang dilakukan bila formasinya cukup kompak. Sedangkan Perforated Completion, yaitu cara komplesi yang dilakukan bila formasinya kurang kompak dan bila diselingi lapisan-palisan tipis dari air atau gas.

1.2.2. Commingle Completion

Metode jenis ini dilakukan pada sumur yang mempunyai reservoir berlapis atau memilki lebih dari satu zone lapisan produktif. Metode ini dapat diterapkan dengan syarat tidak menimbulkan interflow antara lapisan produktif. Macam-macam commingle completion dapat digolongkan pada beberapa jenis sebagai berikut :

Single tubing dengan single packer, merupakan cara produksi yang dipakai untuk sumur yang mempunyai dua lapisan produktif, dimana dua lapisan produktif tersebut dibatasi oleh packer. Fluida produksi dari lapisan bawah diproduksikan melalui tubing, sedangkan untuk lapisan di atasnya diproduksikan melalui annulus antara tubing dan casing. Jenis komplesi ini diterapkan untuk sumur yang produktivitasnya rendah. Keuntungan metode ini terutama adalah biaya ringan karena hanya menggunakan satu tubing. Sedangkan kerugiannya hanya lapisan bawah yang dapat dilakukan pengangkatan buatan bila nanti diperlukan, production casing tidak terlindungi dari tekanan sumur dan fluida korosif, endapan-endapan solid dari lapisan di atasnya dapat merusak tubing string, dan diperlukan untuk mematikan lapisan bawah bila akan dilakukan work over (kerja ulang) pada lapisan tersebut.

Single Tubing dengan Dual Packer dan Tubing. Pada komplesi ini diinginkan untuk memproduksikan fluida formasi bagian atas melalui dalam tubing dengan bantuan croos over atau dengan regulator flow choke. Sedangkan untuk fluida formasi dari bawah diproduksikan malalui tubing itu juga, dan kemudian melalui annulus tubing dan casing. Komplesi jenis ini akan lebih murah jika dibandingkan dengan multiple completion tapi cukup menimbulkan kesulitan bila terjadi gangguan pada salah satu lapisan produktifnya harus mematikan lapisan yang lain untuk melakukan kerja ulang. Dalam hal perencanaan pamakaian tubing juga mendasarkan pada cara single completion, hanya perlu dipertimbangkan produktivitas lapisan secara keseluruhan untuk mendapatkan kapasitas tubing yang sesuai. Komplesi ini dapat dipasang pada packer dibagian bawah untuk memisahkan aliaran fluida masing-masing lapisan.

1.2.3. Multiple Completion

Multiple completion merupakan metode komplesi yang digunakan untuk sumur yang mempunyai lapisan lebih dari satu zone produktif. Dimana setiap lapisan produktif tersebut diproduksikan sendiri-sendiri secara terpisah sesuai dengan produktivitas masing-masing. Metode komplesi ini dapat dilakukan dengan berbagai cara sebagai berikut :

Two Packer-two Tubing Strings “paralel” Dual Completion, Metode komplesi jenis ini, fluida dialirkan melalui dua tubing yang terpisahkan oleh dua packer. Dengan demikian masalah kepasiran dan artificial lift dapat diselesaikan dengan baik, akan tetapi biaya komplesinya menjadi mahal, dikarenakan setiap lapisan mempunyai komplesi sendiri-sendiri.

Dual Well with Two Alternated Completion, Metode ini didasarkan letak kedua lapisan produktif yang akan diplilh untuk diselesaikan, maka dapat diproduksikan melalui rangkaian tubing yang panjang atau yang pendek.

Triple Completion-Three Zones, Two Paker or Three Packer and Twoor Three Tubing Strings, Komplesi jenis ini diselesaikan dengan dua atau tiga tubing dan dua atau tiga packer. Dengan cara ini dapat menghasilkan total produksi harian yang tinggi tiap lubang sumur dan pada umumnya dapat memperbaiki ongkos yang telah dikeluarkan. Tetapi komplesi ini sulit untuk dipasang dan mudah dikenai problem komunikasi antar lapisan.

Multiple Packer Completion, Jenis komplesi ini memisahkan aliran fluida dari masing-masing zona yang dilakukan dengan memakai packer. Kelemahan metode ini adalah artificial lift sulit diterapkan dan workover tidak mudah dilakukan.

Multiple Tubingless Completion, Sistem komplesi ini tidak memakai production tubing, tetapi menggunakan casing berukuran kecil, biasanya berukuran 27/8”. Metode ini sesuai untuk sumur-sumur yang mempunyai masa produksi relatif panjang, adanya masalah fracturing, acidizing, sand control dan masalah lain yang memerlukan stimulasi atau treatment. Untuk sumur yang menghasilkan fluida bersifat korosif, cara ini tidak cocok karena casing produksi disemen secara permanen.

Multiple Zone Completion, via DrillingFormulas.com

1.3. Wellhead Completion

Wellhead atau kepala sumur adalah suatu istilah yang digunakan untuk menguraikan peralatan yang terpaut pada bagian atas dari rangkaian pipa didalam suatu sumur untuk menahan dan menopang rangkaian pipa, menyekat daripada masing-masing casing dan tubing serta untuk mengontrol produksi sumur. Komponen-komponen utama dari wellhead terdiri dari casing head, tubing head dan christmas tree.

 BACA JUGA : 

WELL HEAD INSTALLATION VIDEO

1.3.1. Casing Head

Casing head disebut juga sebagai landing base, digunakan untuk menahan casing berikutnya yang lebih kecil, memberikan suatu hubungan dengan annulus dan sebagai landasan dari BOP. Casing head dapat dibagi menjadi dua, yaitu lower casing head dan intermediate casing head.

Casing Head, via FMCTechnologies.com

Lower casing head, merupakan casing head paling bawah yang berpaut dengan bagian atas surface casing serta menyekat annulus antara rangkaian casing.

Intermediate Casing Head, disebut juga sebagai casing head spool, yang berfungsi untuk menahan casing berikutnya yang lebih kecil dan memberikan suatu hubungan dengan annulus antara kedua casing.

1.3.2. Tubing Head

Tubing head ditempatkan diatas casing head dan berfungsi 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 (tempat menggantungnya tubing hanger). Fungsi utama dari tubing head adalah :

1. Sebagai penyokong (support) rangkaian tubing.
2. Menutup ruang antara casing dan tubing.
3. Cairan dan gas dapat dikontrol dengan adanya connection diatas permukaan

Tubinh Head, via www.diytrade.com

Adapun bagian-bagian dari peralatan tubing head adalah sebagai berikut :

1. Top flange, disini dilengkapi dengan locksrew yang berfungsi untuk menahan tubing hanger pada tempatnya dan memberikan tekanan pada tubing hanger seal dan seal annulus.
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.

1.3.3. Christmas-tree

Christmas-tree atau X-mas tree merupakan suatu susunan dari katup-katup (valve) dan fitting yang ditempatkan di atas tubing head untuk mengatur sarta mengalirkan fluida dari sumur. Chistmas-tree dibuat dari baja berkualitas tinggi, sehingga di samping mampu menahan tekanan tinggi, juga mampu menahan aliran air formasi yang bersifat korosif yang mengalir bersama-sama minyak atau dapat menahan pengikisan yang disebabkan oleh pasir yang terbawa oleh aliran fluida formasi. Komponen-komponen yang terdapat di christmas-tree adalah :

• Mastre gate, berfungsi untuk menutup sumur bila diperlukan dan untuk sumur tekanan tinggi, biasanya dipasang dua buah.
• Wing valve, digunakan untuk membuka dan menutup dari aliran bercabang.
• Manometer, berfungsi untuk mengukur tekanan casing (Pc) dan tekanan tubing (Pt)
• Choke, berfungsi untuk menahan sebagian aliran fluida sehingga produksi fluida formasi diatur menurut kebutuhan

X-mass tree, via SAPWELLSGLOBAL.com

Choke

Choke atau beam (jepitan) digunakan pada sumur-sumur sembur alam (natural flow atau flowing well) dan pada sumur gas lift, yaitu pada inlet gas injeksinya. Fungsinya untuk mengontrol atau mengatur produksi minyak dan gas dari sumur tersebut. Choke ini terbuat dari besi baja berkualitas tinggi supaya dapat menahan kikisan pasir serta fluida yang korosif. Ada dua macam choke yang terkenal dalam industri minyak dan gasbumi, yaitu positive choke dan adjustable choke.

Positive choke terbuat dari besi baja pejal, dimana pada bagian dalamnya terdapat lubang dengan ukuran tertentu (orifice), dimana minyak atau gas dapat mengalir didalamnya. Karena aliran fluida melalui choke ini, maka akan terjadi penurunan tekanan yang besarnya tergantung pada besarnya diameter orifice dari choke tersebut. Positive choke ini hanya mempunyai satu ukuran orifice untuk setiap choke (fixed orifice).

Adjustable Choke, untuk mencegah penutupan sumur sewaktu mengganti ukuran choke atau perubahan laju produksi, maka lebih praktis memakai adjustable choke, yaitu dengan memutar handweel yang akan menaik-turunkan stem tip menjauhi/medekati removable seat, dimana ini berarti memperbesar/memperkecil ukuran orifice. Di sini fluida harus mengalir mengelilingi stem tip terlebih dahulu, sehingga aliran akan lebih bersifat turbulen, sehingga ini akan memperbesar kemungkinan terjadinya sumbatan (plug) pada orifice oleh pasir atau padatan-padatan lainnya. Karena sifat dan konstruksinya ini, maka jenis choke ini sangat sesuai pemakaiannya bila kita harus sering mengubah-ubah laju produksi.

Seringkali, positive dan adjustable choke mempunyai choke body yang sama, sehingga choke dapat diganti dari adjustable ke positive atau sebaliknya, tanpa melepas choke body dari X-mas tree.

LIHAT HANDBOOK PENTING WELL COMPLETION

Advanced Well Completion Engineering

Drilling and Well Completion - Carl Gatlin

Well Completion Design - Jonathan Bellarby

Salam

Vanalive Insight