Analisa Nodal

TEKNIK PRODUKSI

JUDUL : ANALISA SISTEM NODAL SUB JUDUL : Analisa Sistem Nodal

NO : TP.02.02 Halaman Revisi/Thn 2003

: 1 / 56 : 2/ Juli

ANALISA SISTEM NODAL

1. TUJUAN

Mendapatkan laju produksi optimum dari sumur minyak dengan melakukan evaluasi secara lengkap seluruh sistem produksi sumur.

2. METODE DAN PERSYARATAN

2. 1 METODE Menggunakan metode grafis berdasarkan “ pressure traverse” traverse” aliran fluida dua fasa dalam pipa tegak.

2. 2 PERSYARATAN PERSYARATAN 1. Tersedia kurva IPR terbaru atau kurva IPR peramalan. 2. Tersedia grafik-grafik Pressure Pressure traverse yang sesuai dengan kondisi lapangan atau dari pustaka. 3. Sumur tegak dan pipa salur datar.

3. LANGKAH KERJA

3.1 MENENTUKAN TEKANAN "UPSTREAM " UPSTREAM " ATAU " DOWNSTREAM " ALIRAN FLUIDA DALAM PIPA SECARA GRAFIS l. Siapkan data penunjang: • Panjang pipa ( D) D) • Diameter pipa (d (d t t ) • Laju produksi • Kadar air ( KA) KA) • Perbandingan gas-cairan (GLR (GLR)) • Tekanan "upstream "upstream"" atau "downstream "downstream"" ( P P ) 2. Berdasarkan q L, KA, KA, dan diameter pipa, pilih grafik pressure traverse yang sesuai. 3. Pilih garis gradien tekanan aliran yang sesuai dengan GLR. GLR. Seringkali garis tekanan alir pada harga GLR tersebut tidak tersedia sehingga perlu i nterpolasi. 4. Tekanan "downstream "downstream"" ditentukan sebagai berikut:

Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


Halaman Revisi/Thn 2003

: 2 / 56 : 2/ Juli

a. Plot tekanan "upstream "upstream"" di sumbu tekanan pada grafik pressure pressure traverse. traverse. b. Dari titik tekanan "upstream" upstream" tarik garis tegak ke bawah sampai memotong garis gradien aliran di langkah 3. c. Dari perpotongan tersebut buat garis mendatar ke kiri sampai memotong sumbu panjang (untuk pipa datar) atau kedalaman (untuk pipa tegak). Baca harga panjang/kedalaman tersebut dan harga ini disebut panjang/kedalaman ekivalen tekananupstream tekanan upstream.. d. Hitung panjang/kedalaman ekivalen tekanan "downstream "downstream", ", yaitu: e. Plot panjang/kedalaman ekivalen tekanan "downstream "downstream"" pada sumbu panjang/kedalaman. f. Mulai dari titik langkah e, buat garis datar ke kanan sampai memotong garis gradien aliran di langkah 3. g. Dari Titik potong tersebut buat garis tegak ke atas,sampai atas,sampai memotong sumbu tekanan. Titik potong ini adalah tekanan "downstream "downstream". ". 5. Tekanan "upstream "upstream"" ditentukan sebagai berikut: a. Plot tekanan "downstream "downstream"" di sumbu tekanan pada grafik pressure pressure traverse. traverse. b. Dari titik tekanan "downstream" downstream" tarik garik tegak ke bawah sampai memotong garis gradien aliran di langkah 3. c. Dari perpotongan tersebut buat garis mendatar ke kiri sampai memotong sumbu panjang (untuk pipa datar) atau kedalaman (untuk pipa tegak). Baca panjang/kedalaman tersebut dan harga ini disebut panjang/kedalaman ekivalen tekanan downstream. downstream. d. Hitung panjang /Kedalaman ekivalen tekanan "upstream "upstream", ", yaitu:

PanJ ang/kedalaman ekivalen Tekanan downstream

−

Panjang pipa atau kedalaman sumur

e. Plot panjang/kedalaman ekivalen tekanan "upstream "upstream"" pada sumbu panjang/kedalaman. f. Mulai dari titik langkah e, buat garis datar ke kanan sampai memotong garis gradien aliran dilangkah 3. g. Dari Titik potong tersebut buat garis garis tegak ke atas, sampai sampai memotong sumbu tekanan. Titik potong ini adalah tekanan upstream. upstream.

3.2 ANALISA NODAL BILA TITIK NODAL DI DASAR SUMUR 1. Siapkan data penunjang yaitu: Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI



: 3 / 56 : 2/ Juli

• Kedalaman sumur ( D) D) • Panjang pipa salur ( L) L) • Diameter tubing (d (d t t ) • Diameter pipa salur ((d d p) • Kadar air ( KA) KA) • Perbandingan gas-cairan (GLR (GLR)) • Tekanan Separator ( P P sep) • Kurva IPR. 2. Pada kertas grafik kartesian, buat sistem koordinat dengan tekanan pada sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar. 3. Berdasarkan uji tekanan dan produksi terbaru atau berdasarkan peramalan kurva IPR (Lihat TR.02.01.1) plot kurva IPR pada kertas grafik di langkah 2. 4. Ambil laju produksi tertentu (q (qt ) yang sesuai dengan salah satu harga laju produksi pada grafik pressure traverse baik traverse baik untuk aliran horizontal maupun untuk aliran vertikal. 5. Berdasarkan pada qt , d p, dan KA dan KA,, pilih grafik pressure pressure traverse untuk aliran horizontal. 6. Pilih garis gradien aliran berdasarkan perbandingan gas-cairan (GLR (GLR). ). Seringkali perlu dilakukan interpolasi apabila garis-garis aliran untuk GLR untuk GLR yang diketahui tidak tercantum. 7. Berdasarkan garis gradien aliran pada pressure pada pressure traverse tersebut, tentukan Tekanan kepala sumur, P wh upstream) dari P sep (Tekanan downstream). downstream). Lihat butir 3.1 langkah 5. Catat harga wh (Tekanan upstream) P wh wh yang diperoleh. 8. Dari harga qt , d t t , dan KA dan KA pilih grafik pressure pressure traverse untuk aliran vertikal. 9. Pilih garis gradien aliran untuk GLR untuk GLR yang diketahui. Apabila garis gradien aliran untuk harga GLR tersebut tidak tercantum, lakukan interpolasi. 10. Gunakan harga P harga P wh P wh downstream) untuk menentukan Tekanan alir wh di langkah 7.( P wh = Tekanan downstream) dasar sumur ( P wf upstream). Lihat butir 3.1 langkah 5. Catat harga P harga P wf wf = Tekanan upstream). wf yang diperoleh. 11. Ulangi langkah 4 sampai dengan 10 untuk harga laju produksi yang lain. Dengan demikian akan diperoleh variasi harga qt terhadap P terhadap P wf wf . 12. Plot qt terhadap P terhadap P wf kurva IPR (langkah 3). Kurva yang terbentuk wf pada kertas grafik yang memuat kurva IPR disebut kurva tubing intake. intake. 13. Berdasarkan letak kurva tubing intake terhadap kurva IPR kurva IPR terdapat tiga kemungkinan yaitu: Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI



: 4 / 56 : 2/ Juli

(a) Kurva tubing intake di atas kurva IPR kurva IPR sehingga tidak dapat ditentukan titik potongnya. Hal ini berarti bahwa sumur tersebut mati untuk sistem pipa produksi yang digunakan. (b) Kurva tubing intake tidak memotong kurva IPR kurva IPR,, tetapi perpanjangan kurva tubing intake dapat memotong kurva IPR. IPR. Apabila hal ini ditemui, ulangi langkah 4 sampai dengan 10 untuk harga laju produksi lain yang dapat menyambung kurva pipa intake sehingga akan memotong kurva IPR seperti pada keadaan di (c) berikut ini. Disarankan untuk tidak melakukan ekstrapolasi, kecuali apabila laju produksi yang diperlukan tidak tersedia di pressure di pressure traverse. traverse. (c) Kurva tubing intake memotong kurva IPR kurva IPR dan perpotongan tersebut memberikan laju produksi qt . Hal ini berarti bahwa untuk sistem rangkaian tubing di dalam sumur dan pipa salur di permukaan, sumur dapat berproduksi sebesar q sebesar qt . 14. Dengan membuat variasi ukuran tubing dan pipa salur, maka dapat diperoleh kondisi o ptimum.

3.3 ANALISA NODAL BILA TITIK NODAL DI KEPALA SUMUR 1. Siapkan data penunjang, yaitu: • Kedalaman sumur ( D) D) • Panjang pipa salur ( L) L) • Diameter tubing (d (d t t ) • Diameter pipa salur ((d d p) • Kadar air ( KA) KA) • Perbandingan gas-cairan (GLR (GLR)) • Tekanan separator ( P P sep) • Kurva IPR 2. Pada kertas grafik kartesian, buat sistem sumbu dengan tekanan pada sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar. 3. Ambil laju produksi tertentu, (q (qt ) yang sesuai dengan salah satu harga laju produksi pada grafik pressure traverse untuk aliran horizontal, 4. Berdasarkan harga qt , d p, dan KA dan KA,, pilih grafik pressure pressure traverse aliran horizontal. 5. Pilih garis gradien aliran dengan GLR yang diketahui. Apabila garis gradien aliran untuk harga GLR tersebut tidak tercantum, lakukan interpolasi.


TEKNIK PRODUKSI



: 5 / 56 : 2/ Juli

6. Dari P sep (tekanan downstream) downstream) tentukan tekanan kepala sumur P sumur P wh upstream) dengan wh (tekanan upstream) menggunakan garis gradien alir di langkah 5, Lihat langkah 5 butir 3.1. Catat harga P harga P wh wh yang diperoleh. 7. Ulangi langkah 3 sampai dengan 6 untuk berbagai harga laju produksi yang lain. Dengan demikian diperoleh variasi harga qt terhadap P terhadap P wh wh. 8. Plot qt terhadap P wh wh pada kertas grafik di langkah 2. Kurva yang terbentuk disebut kurva pipa salur. 9. Ambil laju produksi tertentu (q (qt ) yang sesuai dengan salah satu harga laju produksi pada grafik pressure traverse untuk aliran vertikal. 10. Berdasarkan harga qt , d t t , dan KA dan KA pilih grafik pressure pressure traverse aliran vertikal. 11. Pilih garis gradien aliran dengan GLR yang diketahui. Apabila garis gradien aliran untuk harga GLR tersebut tidak tersedia, lakukan interpolasi. 12. Berdasarkan kurva IPR yang diperoleh dari uji tekanan dan produksi terbaru atau menurut peramalan IPR, hitung tekanan alir dasar sumur P (P wf wf ), pada harga qt di langkah 10. 13. Dari harga P wf upstream) tentukan tekanan kepala sumur, P P wh downstream) wf (tekanan upstream) wh (tekanan downstream) dengan menggunakan garis gradien aliran di langkah 11. Lihat langkah 4 pada butir 3. 1. Catat harga P harga P wh wh yang diperoleh. 14. Ulangi langkah 9 sampai dengan 13 untuk berbagai harga laju produksi yang lain. Dengan demikian akan diperoleh variasi harga qt terhadap P terhadap P wh wh. 15. Plot qt terhadap P terhadap P wh wh dari langkah 14 pada kertas grafik di langkah 2. Kurva yang diperoleh disebut kurva tubing. 16. • Apabila kurva tubing memotong kurva pipa salur, maka sumur akan terproduksi dengan laju produksi (q (qt ) yang ditentukan dari titik perpotongan tersebut. • Apabila kurva tubing tidak memotong kurva pipa salur, maka sumur tidak dapat berproduksi untuk sistem rangkaian pipa tersebut. • Apabila kurva tubing dan kurva pipa salur tidak berpotongan tetapi perpanjangan kedua kurva tersebut memberikan kemungkinan untuk berpotongan, maka ulangi langkah 3 sampai dengan 15 untuk laju produksi yang lain, sehingga kurva tubing dan kurva pipa salur dapat diperpanjang, dan kemudian tentukan titik potongnya. Titik potong ini memberikan laju


TEKNIK PRODUKSI



: 6 / 56 : 2/ Juli

produksi yang diperoleh. Tidak dibenarkan melakukan ekstrapolasi, kecuali apabila laju produksi tidak tersedia di grafik pressure traverse. 17. Dengan membuat kurva tubing dan kurva pipa salur untuk berbagai ukuran tubing dan ukuran pipa salur, maka dipilih pasangan ukuran tubing dan pipa salur yang dapat menghasilkan laju produksi optimum. 3.4 ANALISA NODAL BILA TITIK NODAL DI SEPARATOR 1. Siapkan data penunjang, yaitu: • Kedalaman sumur ( D) • Panjang pipa salur ( L) • Diameter tubing (d t ) • Kadar air ( KA) • Perbandingan gas-cairan (GLR) • Tekanan separator ( P sep) • Kurva IPR. 2.

Pada kertas grafik kartesian buat sistem sumbu dengan tekanan pada sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar

3.

Plot kurva IPR pada kertas grafik di langkah 2.

4.

Anggap laju produksi (qt ) yang sesuai dengan salah satu harga laju produksi pada grafik pressure traverse untuk aliran horizontal dan vertikal.

5.

Pilih grafik pressure traverse aliran vertikal sesuai dengan qt , d t , dan KA. Apabila KA tidak sesuai dengan KA yang tersedia pada grafik, pilih grafik pressure traverse dengan KA yang terdekat.

6.

Pilih kurva gradien Tekanan aliran dengan GLR yang diketahui. Apabila untuk harga GLR tersebut tldak tersedia kurva gradien alirannya, lakukan interpolasi.

7.

Berdasarkan kurva IPR di langkah 3, baca harga tekanan alir dasar sumur, P wf pada qt .

8.

Gunakan grafik pressure traverse (langkah 5) dan kurva gradien aliran (langkah 6) untuk menentukan tekanan kepala sumur P wh (Tekanan downstream) berdasarkan P wf (Tekanan "upstream"). Lihat butir 3. 1, langkah 5.

9.

Catat harga P wh yang diperoleh.


TEKNIK PRODUKSI



: 7 / 56 : 2/ Juli

10. Pilih grafik pressure traverse aliran horizontal yang sesuai dengan qt . d p dan KA. Apabila KA tidak sesuai dengan KA yang tersedia pada grafik, pilih grafik pressure traverse dengan harga KA yang terdekat. 11. Pilih kurva gradien aliran yang sesuai dengan GLR yang diketahui. Apabila untuk harga GLR tersebut tidak tersedia kurva gradien alirannya, lakukan interpolasi. 12. Gunakan grafik pressure traverse (langkah 10) dan kurva gradien aliran (langkah 11) untuk menentukan tekanan masuk di separator, ( P ins) berdasarkan harga P wh dari langkah 9. 13. Catat harga P ins dan qt . 14. Ulangi langkah 4 sampai dengan 13 untuk berbagai harga laju produksi. Dengan demikian akan diperoleh hubungan antara P ins terhadap q 15. Plot harga P ins terhadap qt pada kertas grafik di langkah 2 . 16. Plot P sep pada sumbu tekanan dan dari titik ini tarik garis datar ke kanan sampai memotong kurva yang diperoleh dari langkah 15. 17. Perpotongan tersebut menunjukkan laju produksi yang akan diperoleh.

3.5 ANALISA NODAL PADA SUMUR GRAVEL PACK 1. Siapkan data penunjang, yaitu: • Kedalaman sumur ( D) • Panjang pipa salur ( L) • Diameter tubing (d t) • Diameter pipa salur (d p) • Kadar air ( KA) • Perbandingan gas-cairan (GLR) • Tekanan separator ( P sep) • Kurva IPR

2. Pada kertas grafik kartesian, buat sistem sumbu dengan tekanan pada sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar. 3. Plot tubing intake dengan melakukan seperti pada butir 3.2 langkah 4 – langkah 12. 4. Dengan mengasumsikan berbagai harga laju produksi qt , baca harga P wf dari kurva IPR dan P wf dari Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI



: 8 / 56 : 2/ Juli

tubing intake. Tentukan perbedaan tekanan (∆ P = P wf (IPR) - P wf (TI)) antara tubing intake dan IPR dari hasil langkah 4. Kemudian plot antara ∆ P dan qt (Gambar 12). 5. Dengan menggunakan persamaan yang sesuai (sumur minyak atau gas) tentukan ∆ P yang terjadi akibat gravel pack untuk berbagai harga qt , plot dalam grafik yang sama dari hasil langkah 4 (Gambar 15). Perpotongan tersebut menunjukkan laju produksi yang akan diperoleh. 6. Lakukan evaluasi untuk harga SPF ( shoot per foot ) lainnya untuk mendapatkan kombinasi yang optimum (Gambar 16). Analisa nodal bisa juga dilakukan dengan menambahkan ∆ P akibat gravel pack dalam kurva IPR sehingga didapat seperti pada Gambar 17 atau dengan cara ditambahkan pada tubing intake seperti pada Gambar 18.

4. DAFTAR PUSTAKA

1. Brown, K. E. dan Lea, James. F: "Nodal Systems Ahalysis of Oil and Gas Wells", JPT, Oct. 1985. SPE of AIME. 2. Brown K. E.: "The Technology of Artificial Lift Methods", Vol. 4 Pen-well Pub. Co., Tulsa, OK.

5. DAFTAR SIMBOL 2

A

= luas total aliran, ft , ( A = luas 1 perforasi × shot density × interval perforasi)

Bo

= faktor volume formasi, rb/stb

D

= kedalaman sumur, ft

d p

= diameter pipa salur, in

d t

= diameter tubing, in

GLR

= perbandingan gas-cairan, SCF/STB

k G

= permeabilitas gravel , md

k p

= permeabilitas daerah terkompaksi, md

KA

= kadar air, %

L

= panjang pipa salur, ft

L p

= panjang lubang perforasi, ft (lihat Tabel 4.44)

P wf

= tekanan alir sumur, psi,

P wfs

= tekanan dasar sumur di sandface, psi,


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



P ins

= Tekanan masuk di separator, psi

P sep

= Tekanan separator, psi

P wh

= Tekanan kepala sumur, psi qt = laju produksi, STB/hari

q

= laju alir per perforasi, Mcfd,

QT

= laju produksi yang diperoleh berdasarkan analisa sistem nodal, STB/hari

T

= temperatur, R ( F+460)

Z

= gas kompressibilitas

r p

= radius lubang perforasi, ft

r c

= radius daerah terkompaksi, ft ( r c = r p

µ o

= viskositas minyak, cp

µ g

= viskositas gas, cp

ρ o

= densitas minyak, lb/ft

β

= koefisien turbulensi, ft-1,

γ g

= densitas minyak, lb/ft3

o

o

3


+ 0.5 / 12 )

: 9 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



: 10 / 56 : 2/ Juli

6. LAMPIRAN

6. 1. LATAR BELAKANG 6. l. l Analisa Sistim Nodal Untuk Sumur Minyak Analisa sistem nodal merupakan suatu cara pendekatan untuk optimisasi produksi sumur minyak dan gas, dengan cara mengevaluasi secara menyeluruh sistem produksi sumur. Secara lengkap tujuan analisa nodal untuk suatu sumur yang mempunyai indeks produktivitas (IPR) dan sistem rangkaian tubing di dalam sumur serta pipa salur di permukaan tertentu adalah sebagai berikut: 1. Menentukan laju produksi yang dapat diperoleh secara sembur alam. 2. Menentukan kapan sumur mati, 3. Menentukan saat yang baik untuk mengubah sumur sembur alam menjadi sumur sembur buatan. 4. Optimisasi laju produksi. 5. Memeriksa setiap komponen dalam sistem sumur produksi untuk menentukan adanya hambatan aliran.

Analisa nodal di suatu sumur dapat dilakukan pada 3 titik nodal yaitu:

• Titik nodal di dasar sumur • Titik nodal di kepala sumur • Titik nodal di separator


TEKNIK PRODUKSI



: 11 / 56 : 2/ Juli

6.1.2. Analisa Nodal Bila Titik Nodal Di Dasar Sumur Jika dasar sumur digunakan sebagai Titik nodal, maka perhitungan dimulai dari separator ke kepala sumur dan dilanjutkan ke dasar sumur. Dari Gambar l terlihat bahwa dasar sumur merupakan pertemuan antara dua komponen yaitu: 1. Komponen sistem rangkaian pipa keselurunan, 2. Komponen kemampuan sumur untuk berproduksi, (IPR). Kedua komponen tersebut dinyatakan secara grafis dalam diagram tekanan-laju produksi, seperti tertera pada pada

Gambar 2. Perpotongan kedua grafik tersebut memberikan laju produksi yang sesuai dengan kedua komponen tersebut di atas. Analisa nodal dengan titik nodal di dasar sumur ini terutama digunakan untuk meramalkan penurunan produksi sebagai aki bat perubahan IPR di kemudian hari untuk sistem rangkaian pipa keselurunan yang tetap.

6.1.3. Analisa Nodal Bila Titik Nodal Di Kepala Sumur Gambar 3 menunjukkan arah perhitungan apabila kepala sumur digunakan sebagai titik nodal. Dua Komponen yang ditemukan dalam hal ini a dalah : 1. Komponen Separator dan Pipa Salur. 2. Komponen Reservoir dan Tubing.

Secara grafis pada diagram tekanan-laju produksi Gambar 4 diperlukan perubahan laju produksi terhadap tekanan kepala sumur. Perpotongan kedua grafik tersebut menunjukkan laju produksi yang akan diperoleh sesuai dengan IPR dan ukuran tubing tertentu serta tekanan separator dan ukuran pipa salur yang digunakan.

Titik nodal di kepala sumur ini digunakan untuk melihat pengaruh ukuran pipa salur dan tubing terhadap laju produksi yang diperoleh, Dengan membuat kurva pipa salur dan kurva tubing untuk beberapa ukuran (lihat Gambar 5), maka dapat dipilih kombinasi ukuran pipa salur dan tubing yang terbaik.


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 12 / 56 : 2/ Juli

6.1.4. Analisa Nodal Bila Titik Nodal Di Separator Gambar 6 menunjukkan arah perhitungan jika separator digunakan sebagai titik nodal. Komponen reservoir dan sistem pipa di dalam sumur dan di permukaan ditentukan dengan harga tekanan separator yang direncanakan, yang secara grafis ditunjukkan pada diagram laju produksi-tekanan pada Gambar 7. Cara ini digunakan untuk melihat dengan mudah pengaruh tekanan separator terhadap laju produksi yang akan diperoleh.

6.1.5. Analisa Nodal Analisa Nodal Pada Sumur Gravel Pack Setelah menentukan bahwa gravel pack harus berhasil untuk menanggulangi terproduksinya pasir dan fluida dapat mengalir melalui gravel tersebut, kita akan mengevaluasi efisiensi gravel pack . Gambar 12 memperlihatkan skematik gravel pack . Gambar 12 memperlihatkan bagian-bagian yang dilalui fluida dari formasi sampai ke liner . Setelah fluida melewati formasi sekitar lubang sumur, kemudian untuk masuk ke screen dan liner , fluida harus melewati lubang perforasi, melewati gravel dan kemudian melewati screen dengan diperforasi atau slotted liner . Untuk mengevaluasi dengan nodal sistem, harus dihitung pressure loss karena hambatan di bagian tersebut, dengan menggunakan persamaan yang dapat menghitung pressure loss dengan kondisi open atau cased hole.

Berikut persamaan menghitung pressure drop dengan menggunakan persamaan Jones, Blount dan Glaze. Untuk sumur minyak: P wfs − P wf = ∆ P = aq 2 + bq

∆ P =

9.08 × 10 −13 β Bo2 ρ o L A 2

dimana: a= b=

9.08 × 10 −13 β Bo2 ρ o L A 2 µ o Bo L 1.127 × 10 −13 k G A


q2 +

µ o Bo L 1.127 × 10 −13 k G A

q

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



q = laju alir, b/d, P wf = tekanan alir sumur, psi, P wfs = tekanan dasar sumur di sandface, psi, β = koefisien turbulensi, ft-1, untuk gravel adalah 1.47 × 10 7

β =

k G

0.55

Bo = faktor volume formasi, rb/stb ρ o = densitas minyak, lb/ft3 L = panjang bagian aliran linear, ft 2

A = luas total aliran, ft , ( A = luas 1 perforasi × shot density × interval perforasi) k G = permeabilitas gravel , md Untuk sumur gas

P wfs − P wf = aq 2 + bq 2

2

2

2

P wfs − P wf =

1.247 × 10 −10 βγ g TZL A 2

q + 2

8.93 × 10 3 µ g TZL k G A

dimana: a=

b=

1.247 × 10 −10 βγ g TZL A 2 8.93 × 10 3 µ g TZL k G A

q = laju alir, Mcfd, P wf = tekanan alir sumur, psi, P wfs = tekanan dasar sumur di sandface, psi, -1

β = koefisien turbulensi, ft , untuk gravel adalah β =

1.47 × 10 k G

7

0.55

γ g = densitas minyak, lb/ft3 T = temperatur, oR (oF+460)


q

: 13 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



: 14 / 56 : 2/ Juli

Z = gas kompressibilitas L = panjang bagian aliran linear, ft A = luas total aliran, ft2, ( A = luas 1 perforasi × shot density × interval perforasi) k G = permeabilitas gravel , md

6.1.6 Analisa Nodal Untuk Sumur Perforasi Telah diketahui bahwa terjadi kompaksi, yaitu kerusakan formasi disekitar lubang perforasi pada saat dilakukan perforasi. Hal ini berbeda pada gravel pack , dimana formasinya adalah unconsolidated sehingga yang perlu diperhatikan adalah luas permukaan aliran. Sedangkan untuk formasi ketat, selain diatas yaitu panjang perforasi, juga diperhatikan panjang lubang perforasi Keduanya mempengaruhi aliran ke lubang sumur. Gambar 24 adalah contoh perforasi.

Gambar 25 memperlihatkan perforasi yang dapat dianalogikan sebagai miniatur lubang sumur. Dan diasumsikan bahwa tidak ada kerusakan formasi disekitar lubang sumur. Beberapa asumsi lainnya adalah:

1. Permeabilitas daerah yang terkompaksi adalah a. 10% dari permeabilitas formasi jika diperforasi secara overbalance b. 40% dari permeabilitas formasi jika diperforasi secara underbalance 2. Tebal daerah yang terkompaksi adalah 1/2 in 3. Untuk sumur dengan diameter kecil, P wfs konstan sampai diujung daerah yang terkompaksi 4. Dapat digunakan persamaan Jones, Blount dan Glaze untuk menghitung kehilangan tekanan akibat perforasi

Persamaan pressure drop untuk perforasi Sumur Minyak:

P wfs − P wf = ∆ P = aq 2 + bq


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


     2.30 × 10 −14 β B 2 ρ  1 − 1   o o  r p r c    µ B ln (r c / r p )    q 2 +   o o q ∆ P =  −3 2     L p  7.08 × 10 L p k p      dimana:

 1 1  −   r p r c   

2.30 × 10 −14 β Bo2 ρ o  a=

b=

L p

2

µ o Bo ln r c / r p −3

7.08 × 10 L p k p

q

= laju alir/perforasi, b/d,

P wf


P wfs


β

= koefisien turbulensi, ft , untuk gravel adalah β =

Bo

= faktor volume formasi, rb/stb

ρ o


µ o

= viskositas minyak, cp

L p


k p


-1

= 0.1 k jika diperforasi overbalance = 0.4 k jika diperforasi underbalance r p


r c

= radius daerah terkompaksi, ft ( r c = r p

Sumur Gas

P wfs − P wf = aq 2 + bq 2

2


+ 0.5 / 12 )

2.33 × 1010 1.201

k p


: 15 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


2

P wfs − P wf

2

     3.16 × 10 −12 βγ TZ  1   g  r p − r c     1.424 × 10 3 µ g TZ ln( r c / r p )    2 q q +  = 2   k p L p   L p      

dimana:

 1    r p − r c   

3.16 × 10 −12 βγ g TZ  a=

b=


L p

2

1.424 × 10 3 µ g TZ ln( r c / r p ) k p L p

q

= laju alir per perforasi, Mcfd,

P wf


P wfs


β

= koefisien turbulensi, ft , β =

γ g


T

= temperatur, oR (oF+460)

Z

= gas kompressibilitas

r p


r c

= radius daerah terkompaksi, ft ( r c

L p


µ g

= viskositas gas, cp

k p


-1

2.33 × 10 k p

1.201

= r p + 0.5 / 12 )

= 0.1 k jika diperforasi overbalance = 0.4 k jika diperforasi underbalance


10

: 16 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



Data perforasi Gun Size

Casing

in.

Perforation

Penetration*, in.

Diameter, in. avg,

avg

longest

Retrivable through tubing 1 3/8

4 1/2 csg

0.21

3.03

3.30

1 9/16

5 1/2 csg

0.24

4.70

5.48

1 11/16

4 1/2 – 5 1/2 csg

0.24

4.80

5.50

2

4 1/2 – 5 1/2 csg

0.32

6.50

8.15


: 17 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



2 1/8

2 7/8 tbg - 4 1/2 csg

0.33

7.20

8.15

2 5/8

4 1/2 csg

0.36

10.36

10.36

: 18 / 56 : 2/ Juli

Expandable through tubing 1 1/8

4 1/2 csg

0.19

3.15

3.15

1 1/4

2 3/8 csg

0.30

3.91

3.91

0.30

5.10

5.35

1 3/8 1 11/16

2 7/8 tbg - 5 1/2 csg

0.34

6.00

8.19

2 1/16

5 1/2 - 7 csg

0.42

8.20

8.6

2 1/8

2 7/8 tbg - 5 1/2 csg

0.39

7.70

8.6

Retrivable casing gun 2 3/4

4 1/2 csg

0.38

10.55

10.5

2 7/8

4 1/2 csg

0.37

10.36

10.6

3 1/8

4 1/2 csg

0.42

8.60

11.1

3 3/8

4 1/2 csg

0.36

9.10

10.8

3 5/8

4 1/2 & 5 1/2 csg

0.39

8.90

12.8

4

5 1/2 - 9 5/8 csg

0.51

10.60

13.5

5

6 3/4 - 9 5/8 csg

0.73

12.33

13.6

Langkah kerja untuk evaluasi perforasi dengan analisa n odal sama seperti pada analisa nodal untuk gravel pack

6. 2. CONTOH SOAL 6.2.1 Contoh Soal Menghitung Tekanan " Downstream" untuk Aliran Fluida dalam Pipa Secara Grafis. Diketahui : Diameter tubing

= 2in

Panjang tubing

= 400Oft

Laju aliran total

= 200bbl/hari

Kadar air

= 0%

Perbandingan gas cairan

= 200 scf/stb


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 19 / 56 : 2/ Juli

Apabila tekanan dasar sumur (upstream), P wf = 1720 psi Tentukan tekanan di kepala sumur (downstream), P wh. Perhitungan: 1. Berdasarkan q = 200 bbl/hari, KA = 0%. dan d t = 2" Pilih grafik pressure traverse.Seperti ditunjukkan pada Gambar 7. 2. Pilih garis gradien aliran untuk GLR = 200 SCF/STB 3. Plot P wf pada sumbu tekanan grafik Gambar 7 4. Buat garis tegak ke bawah sampai memotong garis GLR = 200 SCF/STB 5. Dari titik potong tersebut buat garis mendatar ke kiri sampai memotong sumbu ke dalam, yaitu pada kedalaman = 7700 ft. Jadi kedalaman ekivalen P wf = 7700 ft. 6. Kedalaman ekivalen P wh = (7700-5900) = 1800 ft 7. Plot kedalaman 1800 ft pada sumbu kedalaman. 8. Buat garis mendatar ke kanan mulai dari titik kedalaman 1800 ft tersebut, sampai memotong garis gradien tekanan aliran untuk GLR = 800 SCF/STB. 9. Dari titik potong tersebut buat garis tegak ke atas sampai memotong sumbu tekanan, yaitu P wh = 200 psi 10. Tekanan kepala sumur = 200 psi

6.2.2 Contoh Soal Menghitung Tekanan "Upstream" untuk Aliran Fluida dalam Pipa Secara Grafis Diketahui: Diameter Pipa Salur

= 2, 5"

Panjang Pipa Salur

= 15000 ft

Laju aliran total

= 600 bbl/hari


= 1000 SCF/STB

Apabila tekanan separator (downstream) = 100 psi Tentukan tekanan di kepala sumur (upstream)

Perhitungan: 1. Berdasarkan q = 600 bbl/hari Diameter pipa = 2.5" Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI



: 20 / 56 : 2/ Juli

Pilih grafik pressure traverse untuk aliran horizontal seperti pada Gambar 6. 2. Plot tekanan separator = 100 psi pada sumbu tekanan. 3. Buat garis tegak ke bawah dari titik di langkah 2, sampai memotong garis gradien aliran untuk GLR = 100 SCF/STB. 4. Dari titik potong tersebut buat garis datar ke kiri sampai memotong sumbu panjang, yaitu = 1200 ft. Panjang ekivalen P sep adalah 1200 ft 5. Hitung panjang ekivalen P wh yaitu: 15000 + 1200 = 15200 ft 5. Plot panjang ekivalen 15200 ft pada sumbu panjang 7. Buat garis datar ke kanan sampai memotong garis gradien aliran untuk GLR = 1000 SCF/STB 8. Dari titik potong tersebut buat garis tegak ke atas, sampai memotong sumbu tekanan, yaitu 340 psi. 9. Tekanan kepala sumur, (upstream) = 340 psi

6.2.3 Contoh Soal Analisa Nodal dengan Titik Nodal di Dasar Sumur. Diketahui: Panjang pipa salur

= 3000 ft

Diameter pipa salur

= 2 in

Kedalaman sumur

= 5000 ft

Diameter tubing

= 23/6"

Kadar Air

= 0%


= 400 SCF/bbl

Tekanan statik

= 2200 psi

Tentukan laju produksi yang di peroleh dengan menggunakan dasar sumur sebagal titik Nodal. Perhitungan: 1. Pada kertas grafik kartesian, buat sistem koordinat dengan tekanan pada sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar. Lihat Gambar 9. 2. Berdasarkan PI = 1.0 dan P s = 2200 psi, hitung P wf pada berbagai anggapan harga q, yaitu sebagai berikut: P wf = P s −

q PI


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 21 / 56 : 2/ Juli

Untuk q = 200 bbl/hari P wf = 2200 −

200 1

, psi

Untuk laju produksi yang lain di peroleh hasil seperti pada tabel berikut:

q anggapan

P wf

200

2000

400

1800

600

1600

800

1400

1000

1200

1500

700

3. Buat kurva IPR dengan memplot q vs P wf dari tabel di langkah 2 4. Gunakan langkah kerja 3.1, unt uk menentukan tekanan kepala sumur pada aliran mendatar. Hasil perhitungan adalah sebagai berikut:

q anggapan

P sep

P wf

200

100

115

400

100

140

600

100

180

800

100

230

1000

100

275

1500

100

420

Catatan: Gunakan grafik pressure traverse aliran mendatar untuk diameter pipa = 2" GLR = 400 SCF/STB dan pada q anggapan. 5. Tentukan tekanan alir dasar sumur, berdasarkan tekanan kepala sumur dengan menggunakan langkah kerja 3.1. Gunakan grafik pressure traverse aliran tegak untuk diameter tubing 2 3/6", GLR = 400 SCF/STB, KA = 0 dan q anggapan. Hasil perhitungan adalah sebagai berikut:


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


q anggapan

P wh

P wf

200

115

750

400

140

880

600

180

1030

800

230

1225

1000

275

1370

1500

420

1840


: 22 / 56 : 2/ Juli

6. Plot q terhadap P wf dari langkah 5, pada kertas grafik di Gambar 9. Kurva ini disebut kurva tubing intake. 7. Perpotongan antara kurva IPR dengan kurva tubing intake, menghasilkan laju produksi sebesar 900 bbl/hari 8. Laju produksi yang diperoleh = 900 bbl/hari.

6.2.4 Analisa Nodal dengan Titik Nodal di kepala Sumur Diketahui: sama seperti contoh soal 6. 2. 3 Tentukan laju produksi yang diperoleh dengan menggunakan kepala sumur sebagai titik nodal. Perhitungan: 1. Pada kertas grafik kartesian, buat sistem koordinat dengan tekanan sebagai sumbu tegak dan laju produksi sebagai sumbu datar. 2. Berdasarkan perhitungan di contoh soal 6. 2. 3 butir 4, diperoleh hasil sebagai berikut:


q anggapan

P sep

P wh

200

100

115

400

100

140

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


600

100

180

800

100

230

1000

100

275

1500

100

420


: 23 / 56 : 2/ Juli

3. Plot antara q terhadap P wf pada Gambar 10. 4. Berdasarkan perhitungan di contoh soal 6. 2. 3 butir 2 telah diperoleh harga P wf untuk berbagai laju produksi anggapan. Dengan menggunakan grafik pressure traverse untuk aliran tegak, tentukan P wh pada masing-masing q, dan di peroleh hasil sebagai berikut:

q anggapan

P wf

P wh

200

2000

610

400

1800

540

600

1600

450

800

1400

330

1000

1200

180

1500

700

-

5. Plot antara q terhadap P wh pada Gambar 10 6. Perpotongan antara kurva di langkah 3 dan 5 memberikan laju produksi yang diperoleh 7. Laju produksi yang diperoleh = 900 bbl/hari

6. 2. 5 Contoh Soal Analisa Nodal dengan Titik Nodal di Separator Diketahui: Sama seperti contoh soal 6. 2. 3 Tentukan laju produksi yang dapat diperoleh dengan menggunakan separator sebagai titik nodal. Perhitungan: 1. Buat sistem koordinat pada kertas grafik kartesian dengan tekanan sebagai sumbu tegak dan laju produksi sebagai sumbu datar, seperti pada Gambar 11.


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 24 / 56 : 2/ Juli

2. Dari perhitungan contoh soal 6.2.4 langkah 4, telah diperoleh hubunganq terhadap P wh untuk perhitungan yang diawali dari dasar sumur, yaitu sebagai berikut:

q anggapan

P wf

P wh

200

2000

610

400

1800

540

600

1600

450

800

1400

330

1000

1200

180

3. Berdasarkan P wh di langkah 2, tentukan tekanan di separator, untuk beberapa anggapan laju produksi, dengan menggunakan langkah kerja 3. 1 (P wh = Tekanan upstream. Tekanan pada separator, P ins sebagai tekanan downstream). Hasil pernitungan adalah sebagai berikut:

q anggapan

P wh

P ins

200

610

595

400

540

525

600

450

410

800

330

255

1000

180

-

4. Plot q terhadap P ins seperti pada Gambar 11. 5. Pada gambar 11, plot tekanan separator = 100 psi pada sumbu tekanan. Kemudian buat garis datar ke kanan sampai memotong kurva di langkah 4. Perpotongan ini menunjukkan laju produksi yang diperoleh, yaitu: q = 900 bbl/hari.

6.2.6 Contoh Soal Analisa Nodal Di Sumur Gravel Pack Tekanan kepala sumur ( P wh) = 280 psi Tekanan reservoir ( P r) = 3500 psi


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 25 / 56 : 2/ Juli

Kedalaman sumur = 8000 ft Jari-jari pengurasan (r e) = 1500 ft Permeabilitas minyak (k o) = 170 md Tebal lapisan (h) = 25 ft Ketebalan perforasi (h p) = 15 ft Diameter tubing = 4 in o

Densitas minyak = 35 API ( ρ = 43.9 lbm/ft3) (semua minyak) Specific gravity gas (γ g ) = 0.65 Gas oil ratio (GOR) = 600 scf/bbl Densitas perforasi = 4 SPF Diemeter perforasi = 0.51 in Diamater lubang sumur = 12 1/4 in (r w = 0.51 ft) Ukuran casing = 9 5/8 in Diameter luar screen = 5 1/2 in Ukuran gravel = 40 – 60 (k G = 45000 md) Tekanan gelembung reservoir ( P b) = 2830 psi Faktor volume formasi minyak ( Bo) = 1.33 Viskositas minyak (µ o) = 0.54 cp Penyelesaian : 1. Membuat kurva IPR dengan menggunakan persamaan Darcy

qo = J =

7.08 × 10−3 k o h( P r − P b ) µ o Bo (ln[r e / r w ] − 3 / 4 + S ) 7.08 × 10 −3 k o h µ o Bo (ln[r e / r w ] − 3 / 4 + S )

=

−3

7.08 × 10 (170)(25) (0.54)(1.33)(ln[1500 / 0.51] − 3 / 4 + 0)

jadi qb = J ( P r − P b ) = 5.789(3500 − 2830) = 3879 b/d

qmax = qb +

JP b 1 .8


= 12983 b/d

= 5.789

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 26 / 56 : 2/ Juli

Hasil perhitungan IPR sebagai berikut q,

P wfs,

b/d

psi

5691

2500

8059

2000

9972

1500

11430

1000

12434

500

Plot antara q dan P wfs seperti pada Gambar 19

2. Hitung tubing untake untuk 4 1/2 in OD tubing dengan tekanan wellhead sebesar 280 psi dari pressure treverse. Hasil perhitungan tekanan dasar sumur dari tubing intake adalah sebagai berikut

q,

P wf

b/d

psi

4000

1640

6000

1860

8000

2120

Plot data diatas pada grafik yang sama (Gambar 19) ditunjukkan pada Gambar 20. Perpotongan antara kurva tubing intake dan IPR sebesar 7500 b/d jika pressure drop komplesi adalah 0 psi. 3. Hitung beda tekanan antara tekanan di sandface ( P wfs) dan tekanan di dasar sumur (kaki tubing), P wf . Hasil perhitungan untuk berbagai harga laju produksi diperlihatkan pada Gambar 21 4. Hitung beda tekanan (∆ P ) pada gravel pack untuk 4 SPF dan diameter perforasi 0.51 in, Manajemen Produksi Hulu

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 27 / 56 : 2/ Juli

dengan persamaan: β =

1.47 × 10 7 k G

0.55

=

1.47 × 10 7 45000

0.55

= 4.056 × 10 4

L = (hole size – OD screen)/2 = (12.25-5.5)/2 =3.375 in = 0.281 ft

A = SPF × h p × π (d perf ) 2 = (4)(15)(3.14)(0.51/((2)(12)))2 = 0.085 ft2 kemudian a=

b=

9.08 × 10 −13 β Bo2 ρ o L A

2

(0.085)

µ o Bo L 1.127 × 10

−13

=

9.08 × 10 −13 (4.056 × 10 4 )(1.33) 2 (43.9)(0.281)

= k G A

(0.54)(1.33)(0.281) 1.127 × 10 −13 (45000)(0.085)

2

= 1.11 × 10 − 4

= 0.0468

∆ P = 1.11 × 10 −4 q 2 + 0.0468q

Hasil untuk berbagai harga q adalah sebagai berikut: q,

∆ P ,

b/d

psi

200

14

500

51

1500

320

2000

538

3000

1139

4000

1953

6000

4277

8000

-

10000

-

Hasil plot antara ∆ P dan q yang digabungkan dengan hasil la ngkah 3 seperti pada Gambar 22.

5. Untuk mengevaluasi untuk berbagai harga SPF (8, 12 dan 16 SPF pada ketebalan


TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 28 / 56 : 2/ Juli

perforasi) diperlihatkan pada tabel berikut

8 SPF

12 SPF

16 SPF

A = 0.17 ft2

A = 0.255ft2

A = 0.34 ft2

-5

-5

-6

a = 2.77×10

a = 1.233×10

a =6.938×10

b = 0.0234

b = 0.0156

b = 0.0117

q, b/d

∆ P , psi

∆ P , psi

∆ P , psi

200

6

4

3

500

19

11

8

1500

97

51

33

2000

158

82

51

3000

320

158

98

4000

538

260

158

6000

1139

538

320

8000

1953

914

538

10000

3009

1389

811

12000

4277

1963

1139

Hasil plot untuk berbagai harga SPF diperlihatkan pada Gambar 4.96. Perpotongan antara kurva

∆ P sistem dengan ∆ P dari gravel pack memberikan suatu harga laju produksi dengan harga ∆ P tertentu. Kita bisa tetapkan bahwa antara 200 – 500 psi atau tergantung dengan pengalaman di lapangan. Dalam contoh diatas, untuk hasil dari perforasi 4 spf memberikan hasil yang tidak bagus. Tetapi dengan densitas perforasi sebanyak 16 spf memberikan hasil 6500 b/d dan beda tekanan sebesar 380 psi.


TEKNIK PRODUKSI



6.2.7 Contoh Soal Analisa Nodal Di Sumur Perforasi Permeabilitas formasi, k

= 5 md

Tekanan reservoir, P r

= 3500 psi

Radius pengurasan, r e

= 1500 ft

Ketebalan formasi, h

= 25 ft

Densitas minyak

= 35 API

SG gas, γ g

= 0.65

Temperatur, T

= 190 oF

o

Perbandingan gas minya, GOR = 600 scf/bbl Tekanan kepala sumur, P wh

= 200 psi

Kedalaman sumur

= 6000 ft

Tekanan gelembung, P b

= 2830 psi

Faktor volume formasi, Bo

= 1.33

Viskositas minyak, µ o

= 0.54 cp

Jari-jari lubang sumur, r w

= 0.36 ft

Densitas perforasi

= 2 SPF

Panjang perforasi, h p

= 15 ft

Ukuran sumur

= 8.750 in

Ukuran casing 5 1/2 in Ukuran tubing 2 3/8 in Diperforasi dengan overbalance memakai 4 in casing gun (ukuran lubang 0.51 in)

Penyelesaian 1. Membuat kurva IPR J = 0.162 b/d/psi (diatas P b) qb = 109 b/d qmax = 364 b/d Plot antara q terhadap P wfs (Gambar 26)


: 29 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 30 / 56 : 2/ Juli

2. Hitung tubing intake untuk 2 3/8 in OD tubing dengan tekanan wellhead sebesar 200 psi dari pressure traverse. Plot data diatas pada grafik yang sama (Gambar 26) ditunjukkan pada Gambar 27. 3. Hitung beda tekanan antara tekanan di sandface dan tekanan di dasar sumur (kaki tubing). Hasil perhitungan untuk berbagai harga laju produksi diperlihatkan pada Gambar 28 4. Hitung beda tekanan (∆ P ) pada gravel pack untuk 2 SPF dan diameter perforasi 0.51 in, dengan persamaan: k c = 0.1(5) = 0.5 md Panjang lubang perforasi = 10.6 in = 0.883 ft r p = (0.51)/(2×12) = 0.021 ft r c = 0.021 +0.5/12 = 0.063ft β =

2.33 × 1010 1.201

0.5

= 5.36 × 1010  1 1  −   r p r c   

2.30 × 10 −14 β Bo2 ρ o  a=

= b=

L p

2

(2.30 × 10 −14 )(5.36 × 1010 )(1.33) 2 ( 43.9)(1 / 0.021 − 1 / 0.063) 0.833 2 µ o Bo ln r c / r p −

7.08 × 10 3 L p k p

=

(0.54)(1.33) ln (0.063 / 0.021) −

7.08 × 10 3 (0.883)(0.5)

= 3.89

= 252.42

5. Untuk mengevaluasi untuk berbagai harga SPF (over dan under balance) diperlihatkan pada tabel berikut

SPF 2


Kondisi perforasi Overbalance

q, b/d 175

∆ P , psi 1600

2

Underbalance

285

600

4

Overbalance

240

1040

8

Overbalance

285

600

8

Underbalance

320

180

TEKNIK PRODUKSI



: 31 / 56 : 2/ Juli

Sumur tersebut harus diperforasi dengan underbalance, karena 2 spf underbalance memberikan hasil yang hampir sama dengan 8 spf overbalance. Dengan 8 spf underbalance memberikan hasil 320 b/d dimana mendekati hasil maksimum 364 b/d.

6.3 GAMBAR YANG DIGUNAKAN

GAMBAR 1 ARAH PERHITUNGAN ANALISA NODAL DENGAN DASAR SUMUR SEBAGAI TITIK NODAL


TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 2. PLOT KURVA IPR DAN KURVA TUBING INTAKE


: 32 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 3 ARAH PERHITUNGAN ANALISA NODAL DENGAN


: 33 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



KEPALA SUMUR SEBAGAI TITIK NODAL

GAMBAR 4 PLOT KURVA TUBING DAN KURVA PIPA SALUR


: 34 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



: 35 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 5 ARAH PERHITUNGAN ANALISA NODAL SEPARATOR SEBAGAI TITIK NODAL


TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 6 DIAGRAM TEKANAN LAJU PRODUKSI UNTUK SELURUH RANGKAIAN PIPA


: 36 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI




: 37 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



: 38 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 7 GRAFIK PRESSURE TRAVERSE PENENTUAN KE DALAM EKIVALEN - P wf

GAMBAR 8 GRAFIK PRESSURE PENENTUAN PANJANG EKIVALEN - P wh


TEKNIK PRODUKSI



: 39 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 9 ANALISA NODAL DENGAN DASAR SUMUR SEBAGAI TITIK NODAL


TEKNIK PRODUKSI



: 40 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 10 ANALISA NODAL DENGAN KEPALA SUMUR SEBAGAI TITIK NODAL


TEKNIK PRODUKSI



: 41 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 11 ANALISA NODAL DENGAN SEPARATOR SEBAGAI TITIK NODAL


TEKNIK PRODUKSI


GAMBAR 12 SKEMATIK GRAVEL PACK



: 42 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


GAMBAR 13 PERHITUNGAN


P


: 43 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



: 44 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 14 BAGAN ALIRAN DARI FORMASI – GRAVEL PACK – LUBANG SUMUR

GAMBAR 15 PENGGAMBARAN


P AKIBAT GRAVEL PACK

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02



GAMBAR 16 EVALUASI TERHADAP BEBERAPA SPF

GAMBAR 17 SOLUSI ANALISA

GRAVEL PACK PENAMBAHAN P

DALAM PERHITUNGAN IPR


: 45 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


GAMBAR 18 SOLUSI ANALISA

GRAVEL PACK PENAMBAHAN P

DALAM TUBING INTAKE



: 46 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 19 PLOT KURVA IPR

GAMBAR 20 PLOT KURVA TUBING INTAKE


: 47 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI


GAMBAR 21 MENGUBAH KE DALAM



P

: 48 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


GAMBAR 22 PLOT



P AKIBAT GRAVEL PACK

: 49 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI

NO : TP.02.02


GAMBAR 23 PLOT



P UNTUK BERBAGAI HARGA SPF

: 50 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 24 CONTOH SKEMATIK PERFORASI


: 51 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 25 LUBANG PERFORASI YANG DIPUTAR 90


O

: 52 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



GAMBAR 26 KURVA IPR

GAMBAR 27 PLOT KURVA TUBING INTAKE DAN IPR


: 53 / 56 : 2/ Juli

TEKNIK PRODUKSI



: 54 / 56 : 2/ Juli

GAMBAR 28 MENGUBAH GRAFIK IPR DAN TUBING INTAKE MENJADI


P

TEKNIK PRODUKSI


GAMBAR 29 PLOT ANTARA



: 55 / 56 : 2/ Juli

P DAN RATE UNTUK 2 SPF OVERBALANCE

Analisa Nodal

Recommend Documents