Cheat Sheet

Sistem produksi minyak dan gas bumi terdiri dari

reservoir, well, flowline, separator, pompa, dan

pemipaan trensportasi. Reservoir : formasi bawah

tanah yang berpori dan permeable mengandung

banyak hidrokarbon yang dibatasi batu

impermeable dan tahanan berupa air dan

terkarakterisasi oleh system tekanan alami tunggal.

Minyak saat tekanan diatas bubble-point disebut

undersaturated oil karena dapat melarutkan gas

pada suhu tertentu. Saat tekanan bubble-point

disebut saturated oil karena melarutkan gas

berlebih pada suhu tertentu. Well dalam reservoir

tergantung nilai GOR. Miyak dapat dibagi dengan

batasan berdasarkan mekanisme penggerak, yaitu

water drive reservoir, gas-cap drive reservoir,

dissolved gas drive reservoir.

Wellhead adalah set peralatan surface yang berada

dibawah master valve. Kebanyakan well

diproduksi melalui serangkaian pemipaan yg

dijalankan dalam casing string. Pada permukaan,

pemipaan didukung oleh kepala

pemipaan.peralatan pada atas wellhead produksi

disebut Christmas tree. Surface choke adl bagian peralatan digunakan mengontrol flowrate.

Separator berfungsi memisahkan minyak dengan

gas. Separator horizontal dipakai karena biaya

rendah, nilai GOR tinggi, dan pemisahan cairan dr

cairan. Mereka memiliki lbh besar interface gas-

cairan krn besar, panjang. Vertical digunakan utk

nilai GOR rendah/intermediet dan aliran banyak

cairan slugs. Properties of oil. Terdiri dari gas-oil

ratio(GOR), densitas, formation volume factor,

viskositas, dan kompresibilitas. Solution GOR(Rs

scf/stb): ratio volume gas produksi pd permukaan

(kondisi standar) thd volume tanki penyimpanan

minyak. =()

() Densitas(oAPI) o =

141,5

11,5 =

,

Formation volume

factor (Bo, rb/stb) =

Viskositas(o, cp)

= (0,32 +1,8107

4,53) (

360

+200)

, =

10(0,4+8,22

) Kompresibilitas (co) =

1

(

)

Fungsi-fungsi surface facilities: (1) Memfasilitiasi

terjadinya transport (aliran) fluida dari dasar sumur

ke permukaan hingga sales point; (2) Memisahkan

minyak, gas, air; (3) Memisahkan kondensat dari

gas; (4) Membersihkan gas dari pollutant; (5)

Membersihkan minyak dari air; (6) Membersihkan

air dari minyak.

BAB 3

Reservoir deliverability bergantung terhadap: (1)

Tekanan reservoir; (2) Ketebalan pay zone dan

permeabilitasnya; (3) Tipe batasan reservoir dan

jarak reservoir; (4) Jari-jari sumur; (5) Sifat fluida

reservoir; (6) Kondisi dekat-sumur;

(7)Permeabilitas relatif reservoir. Vertikal well.

Aliran Transient didefinisikan sebagai rezim aliran

mana / ketika radius gelombang tekanan propagasi

dari sumur bor belum mencapai batas-batas dari

reservoir. Persamaan turun tekan

Biasanya produksi minyak bekerja pada tekanan

bawah-lubang konstan (pwf= konstan). Karena

dianggap konstan, maka laju alir produksi minyak

dirumuskan sebagai berikut :

Untuk sumur minyak laju alir produksinya adalah :

pwf = tekanan aliran lubang-bawah (psia); pi =

tekanan awal; q = laju alir produksi minyak

(stb/day); 0 = viskositas minyak (cp); k = permeabilitas efektif horizontal terhadap minyak

(md); h = ketebalan reservoir (ft); t = waktu laju

alir (jam); = porositas; ct = total kompresibilitas (psi-1); rw = Jarak sumur dari permukaan pasir (ft);

S = Skin faktor; Log = 10-based logaritma Log10;

qg = laju produksi gas (Mscf/d); T = Temperatur

(oR); m(p) = tekanan-pseudo gas nyata, yang

diturunkan sebagai berikut :

Aliran Tunak didefinisikan sebagai rejim aliran

dimana tekanan pada setiap titik pada reservoir

yang tersisa selalu konstansepanjang waktu.

pe = tekanan pada batasan tekanan-konstan; re =

radius sumur pada tekanan konstan. Aliran

pseudo-steady state didefinisikan sebagai rezim

aliran mana tekanan pada setiap titik dalam

reservoir menurun pada tingkat yang konstan dari

waktu ke waktu.

Waktu alir yang diperlukan untuk saluran tekanan

untuk mencapai batas melingkar dapat dinyatakan

sebagai : Karena pe pada

pers. Sebelumnya tidak diketahui, maka digunakan

tekanan rata-rata reservoir untuk menentukan q,

yaitu :

Dimana adalah tekanan rata-rata reservoir dalam psia. Jika batas-batas tidak ada aliran

menggambarkan area drainase bentuk bukan

lingkaran, persamaan berikut harus digunakan

untuk analisis aliran pseudo-steady-state :

A = area drainase, ft2; = 1,78 = konstanta euler; CA = faktor bentuk area drainase, 31,6 untuk

bentuk batasan lingkaran. Untuk sumur gas yang

berlokasi di tengah area drainase berbentuk

lingkaran, penyelesaian untuk pseudo-steady sate

adalah :

D = koefisien aliran non-Darcy (d/Mscf)

Horizontal well

Dimana,

Dan kH = permeabilitas rata-rata

arah horizontal (md); kV = permeabilitas vertikal

(md); reH = jarak area drainase (ft); L = panjang

sumur arah horizontal (L/2 2100 (turbulent flow) Chens correlation gives 1

= 4 log{

3.70655.0542

[

1.1098

2.8257]

+ (7.149

)0.8981

}

= 12.3255 = 0.006583

If Fig. 4.2 is used, the chart gives moody friction

factor of 0.0265. Thus, the faning factor is

estimated as :

=0.0265

4= 0.006625

Finally, the pressure drop is calculated :

P =

z +

22 +

22

P

=32.17

32.17(51.57)(966) +

51.57

2(32.17)02

+2(0.006625)(51.57)(2.34)2(1000)

(32.17)(0.188)

P = 50435

2= 350

4.3 Aliran Multifasa dalam Sumur Minyak

Hampir seluruh sumur minyak menghasilkan

sejumlah air, gas, pasir selain minyak. Sumur ini

disebut sumur multifasa. Tubing performance

relationship (TPR) untuk 1 fasa tidak berlaku,

untuk menganalisa nya model multifasa

dibutuhkan.

4.3.1 Rezim Aliran Rezim aliran telah

diidentifikasi dalam aliran 2 fasa gas-cair, yaitu

aliran bubble/gelembung, slug, churn, dan annular.

Rezim aliran ini terjadi akibat peningkatan laju alir

gas untuk laju alir fluida yang diberikan. Pada

aliran gelembung/bubble : fasa gas didispersikan

dalam bentuk gelmembung kecil pada fasa cairan

secara kontinu. Pada aliran slug : gelembung gas

menyatu menjadi gelembung besar yang akan

mengisi selurung penampang pipa. Diantara

gelembung besar terdapat slug cairan mengandung

gelembung kecil dari gas yang naik. Pada aliran

churn : gelembung gas yang lebih besarmenjadi

tidak stabil dan akhirnya pecah menghasilkan

aliran yang turbulen dengan kedua fasa terdispersi.

Pada aliran annular gas menjadi fasa kontinu

dengan fasa cair mengalir dalam annulus melapisi

permukaan pipa dan dengan droplet yang naik

dalam fasa gas.

4.3.2 Tahanan Cair / Liquid Holdup Pada aliran

multifasa, jumlah pipa yang diduduki oleh fasa

terkadang berbeda dengan proporsional total laju

alir volumetrik. Hal ini terjadi dikarenakan

perbedaan densitas antara fasa. Perbedaan densitas

mengakibatkan fasa padat mengalir menuju posisi

teratas (fasa yang lebih ringan mengalir lebih cepat

dibandingkan fasa padat). Karena itu fraksi

volume in situfasa padat akan lebih besar

dibandingkan fraksi volume masukan. Liquid hold

up tergantung pada rezim aliran, data fisik cairan,

ukuran dan konfigurasi pipa. Nilai liquid hold up

hanya dapat ditentukan dengan pengukuran

eksperimen. Liquid hold up didefinisikan sebagai :

=V

Dimana : yL (fraksi hold up cairan), VL (volume

fasa cairan pada segmen pipa, ft3), V (volume

segmen pipa, ft3)

4.3.3 Model TPR Model TPR untuk sumur aliran

multifasa dapat dikategorikan menjadi 2, model

aliran homogen dan model aliran terpisahkan.

4.3.3.1 Aliran Homogen Aliran homogen

menganggap aliran multifasa sebagai campuran

homogen dan mengabaikan efek liquid hold up

sehingga model in kurang akurat dan biasanya

dikalibrasi dengan kondisi lokal lapangan.

Keuntungan model ini berdasarkan sifat alami

mekanistiknya yang dapat menangani 3fasa gas-

minyak-air dan 4fasa gas-minyak-air-pasir.

Dengan asumsi tidak terdapat slip pada fasa cair,

Poetman dan Carpenter menyatakan persamaan

untuk menghitung tekanan yang melintas dalam

tube vertikal dimana kondisi percepatan diabaikan:

p = ( +

)h

144, =

202M2

7.4137 10105

Dimana : p (kenaikan tekanan, psi), (densitas fluida rata-rata (berat sesifik), lbm/ft3), h (kenaikan ketinggian, ft), f2F(faning friction factor

untuk aliran 2 fasa), qo (laju produksi minyak,

stb/hari), M (massa total berhubungan dengan 1

stb minyak), D (diamtere dalam tube, ft)

Densitas rata-rata campuran dapat diperhitungkan

dengan :

=1 + 22

Dimana : 1 dan 1(densitas campuran pada segmen atas tube, dan segmen bawah tube, lb/ft3).

Densitas campuran terhadap titik yang diberikan

dapat dihitung berdasarkan laju air massa dan laju

alir volume :

=M

=350.17 ( +) +

5.615( + ) + ( )(14.7) (

520

) (1.0)

Dimana : o (spesific grafity minyak, 1 untuk air segar), WOR (water-oil ratio yang diproduksi), w (spesific grafity air, 1 untuk air segar), GOR (gas-

oil ratio yang diproduksi, scf/stb), air(densitas udara, lbm/ft3), g (spesific grafity gas, 1 untuk air segar), Vm (vol campuran berhubungan dengan 1

stb minyak, ft3), Bo (formation volume factor

minyak, rb/stb), Bw (formation volume factor air,

rb/bbl), Rs (perbandingan campuran gas-oil,

scf/stb), p (tekanan in situ, psia), T (temperatur in

situ, R), z (faktor kompresibilitas gas pada p dan

T). Jika data dari pengukuran langsung tidak

tersedia, campuran gas-oil ratio dan formation

volume factor minyak dapat diperkirakan

berdasarkan persamaan :

= [

18

100.0125

100.00091 ]

1.2048

,

= 0.9759+ 0.00012 [ ()0.5

+ 1.25 ]1.2

,

Dimana : t (temperatur in situ, F), f2F friction

factor 2 fasa dapat diperkirakan dari grafik

berdasarkan Poettman dan Carpenter, yang dapat

dihitung dengan persamaan :

2 = 101.4442.5log ()

Dimana (Dv) mewakili bilangan reynold mewakili gaya inersia dan dapat diformulasikan

sebagai :

() =1.4737 105

4.3.3.2 Model Aliran Terpisah Model aliran

terpisah lebih realistis yang biasanya diberikan

dalam tampilan empiris, pengaruh hold up dan

rezim aliran diperhitungkan. Kerugian model ini

bahwa sulit untuk mendefinisikan dalam program

komputer dikarenakan sebagian besar berbentuk

grafik. Persamaan Hagedorn-Brown:

=

+

2 2

+

(2 )

2

Juga dapat diekspresikan dalam unit U.S.

144

= +

2

7.413 10105+

(2 )

2

= + (1 ) = +

Dimana : M (total laju alir masa, lbm/d), (densitas rata-rata in situ, lbm/ft3), um (kecepatan

campuran, ft/s), L (densitas cairan, lbm/ft3), G (densitas gas in situ, lbm/ft3), uSL (kecepatan

superfisial pada fasa cairan, ft/s), uSG (kecepatan

superfisial pada fasa gas, ft/s).

Bilangan Reynold untuk aliran multifasa dapat

dihitung dengan :

=2.2 102

(1)

Dimana : mt (lajur alir massa). Metode m-HB

menggunakan persamaan Griffith untuk rezim

aliran gelembung/bubble. Aliran bubble telah

diamati terjadi jika g0.13, jika nilai LB< 0.13, maka LB=0.13

digunakan. Dengan mengabaikan energi kinetik,

korelasi Griffith dalam unit U.S. dapat

diekspresikan dengan :

144

= +

2

7.413 101052

Dimana mL (laju alir massa cairan), liquid hold

updalam korelasi Griffith dapat diekspresikan

dalam :

= 1 1

2[1 +

(1 +

)2

4]

Dimana s=0.8 ft/s. Bilangan Reynold digunakan untuk mendapatkan friction factor didasarkan pada

kecepatan cairan rata-rata in situ, yaitu

=2.2 102

4.4 Aliran Gas 1 Fasa Hukum pertama

termodinamika (kekekalan energi) mengatur

tentang aliran gas dalam tube. Efek perubahan

energi kinetik diabaikan karena variasi diameter

tube tidak signifikan pada kebanyakan sumur

minyak.

+

+

2

2= 0

Atau

29

+ {

+

82

2

252

[

]2

} = 0

4.4.1 Metode Temperatur Rata-rata dan Faktor

Kompresibilitas Apabila nilai rata-rata temperatur

dan faktor kompresibilitas pada seluruh tube dapat

diasumsikan maka persamaan menjadi :

2

= exp()2

+6.67 104[exp() 1]

2 22

5

dan

=0.0375

Darchy-Weisbach (Moody) friction factor dapat

ditemukan untuk tube dengan berbagai diameter,

kekasaran dinding, dan bilangan Reynold. Namun

jika diasumsikan berupa aliran turbulen, yang

merupakan kasus umum di sumur gas, maka

persamaan empiris sederhana dapat digunakan

untuk menentukan friction factorpada tube strings

umum (Katz and Lee) :

fM =0.01750

di0.224 untuk di 4.277 in

fM =0.01603

di0.164 untuk di > 4.277

Guo (2001) menggunakan persamaan Nikuradse

friction factor untuk aliran turbulent pada pipa

kasar :

fM = [1

1.74 2log (2)]

2

Karena faktor kompresibilitas rata-rata merupakan

fungsi tekanan, teknik numerik seperti Newron-

Raphson digunakan untuk menyelesaikan

persamaan Pwf untuk tekanan dasar lubang.

4.4.2 Metode Cullender dan Smith Metode ini

dapat digunakan untuk menyelesaikan persamaan

penentuan tekanan dasar lubang dengan

menggunakan algoritma numerik Cullender dan

Smith.

29

+ {

+

82

2

252

[

]2

} = 0

(

)

2

+82 2

252

=29

[

(

)

2

+82 2

252 ]

=29

Dalam unit U.S. (qmsc dalam MMscf/d)

[

0.001 ()

2

+ 0.66662

5 ]

= 18.75 Jika integrasi dilambangkan dalam simbol I, maka:

I =

0.001 ()

2

+ 0.66662

5

Sehingga

= 18.75

Dalam bentuk integrasi numerik, persamaan

tersebut dapat diekspresikan dalam bentuk : ()(+)

2+()(+)

2= 18.75

Dimana : pmf (tekanan pada kedalaman

menengah), Ihf, Imf, Iwf (integrasi dievaluasi pada

phf, pmf, dan pwf) Dengan asumsi kondisi pertama

dan kedua pada sisi kanan pada persamaan

tersebut mewakili setengah dari integrasi,

sehingga: ()(+)

2=18.75

2

()(+)

2=18.75

2

Sehingga persamaan berikut didapat :

= +18.75+

= +18.75+

4.5 Aliran Kabut dalam Sumur Gas Hampir

sebagian besar sumur gas menghasilkan sejumlah

besar cairan. Cairan ini merupakan formasi air

dan/atau kondensat gas (minyak ringan).

Tergantung tekanan dan temperatur pada sumur

minyak, kondensat gas tidak terlihat pada

permukaan tetapi terdapat pada sumur bor.

Beberapa sumur gas menghasilkan pasir dan

partikel batu bara. Sumur ini disebut sumur

multifasa. Model aliran 4fasa pada 4.3.3.1 dapat

diterapkan pada aliran kabut dalam sumur gas.

Bab 5 Choke Performance Wellhead chokes

digunakan untuk membatasi laju produksi karena

regulasi, melindungi peralatan surface dari

pengendapan lumpur, menghindari masalah pasir

akibat drawdown, dan mengontrol laju alir untuk

menghindari coning air atau gas. 2 jenis wellhead

chokes diantaranya positive/fixed chokes dan

adjustable chokes. Menempatkan chokes pada

wellhead ditujukan untuk memperbaiki tekanan

wellhead dan tekanan aliran dasar lubang, dan laju

produksi. Pada tekanan wellhead tertentu dengan

memperhitungkan pressure loss pada tube, tekanan

dasar lubang dapat diketahui. Jika tekanan

reservoir dan indeks produktivitas diketahui, laju

alir dapat ditentukan dengan dasar hubungan

performansi aliran masuk (IPR)

5.2 Aliran Sonic dan Subsonic Pressure drop

sepanjang well chokes biasanya tidak dapat

diabaikan. Tidak terdapat persamaan universal

untuk memperkirakan presure drop sepanjang

chokes untuk seluruh jenis fluida produksi.

Gelombang suara dan tekanan merupakan

gelombang mekanik, ketika kecepatan aliran fluida

pada chokes mencapai kecepatan suara pada fluida

di bawah kondisi tekanan in situ, aliran tersebut

disebut aliran sonic.Di bawah kondisi aliran sonic,

gelombang tekanan downstream choke tidak dapat

naik melalui choke dikarenakan medium (fluida)

mengalir pada arah yang sebaliknya pada

kecepatan yang sama. Sehingga diskontinuitas

tekanan terjadi pada choke oleh sebab itu tekanan

downstream tidak mempengaruhi tekanan

upstream. Karena diskontinuitas tekanan dalam

choke maka perubahan apapun pada tekanan

downstream tidak akan dideteksi dari pressure

gauge upstream juga sebaliknya. Aliran sonic ini

memfasilitasi fitur chokes unik yang menstabilkan

laju produksi dan kondisi operasional pemisahan.

Terjadinya aliran sonic pada choke tergantung

pada perbandingan tekanan downstream-upstream.

Jika perbandingan tekanan kurang dari

perbandingan tekanan kritis, sonic (kritikal) akan

terjadi. Apabila perbandingan tekanan ini lebih

besar/sama dengan perbandingan tekanan kritik,

aliran subsonic akan terjadi. Perbandingan tekanan

kritik sepanjang chokes diekpresikan sebagai :

(

)

= (2

+ 1)

11

(5.1)

Dimana poutlet (tekanan outlet pada choke), pup

(tekanan upstream), k=Cp/Cv (perbandingan panas

spesifik), Nilai k adlah sekitar 1.28 untuk gas

alam. Perbandingan tekanan kritik sekitar 0.55

untuk gas alam. Konstanta yang sama digunakan

untuk aliran minyak. Kurva performansi choke

umum ditampilkan dalam grafik.

5.3 Aliran Cairan 1 Fasa

Ketika pressure drop sepanjang choke berdasarkan

energi kinetik berubah, untuk aliran cairan 1 fasa,

maka persamaan menjadi

q = 2

dimana : q (laju alir, ft3/s), CD (koefisien discharge

choke), A (choke area, ft2), gc (faktor unit

konversi, 32,17 lbm.ft/lbf.s2), P (pressure drop, lbf/ft2), (densitas fluida, lbm/ft3) Dalam unit U.S.

q = 807422

dimana : q (laju alir, bbl/d), d2 (diameter choke,

in), P (pressure drop, psi). Koefisien discharge choke dapat ditentukan

berdasarkan bilangan Reynold dan perbandingan

choke/diameter. Korelasi berikut menujukan hasil

yang akurat unuk bilangan Reynold antara 104-106

untuk chokes jenis nozzle :

=21+0.3167

(21)0.6 + 0.025[( 4)]

Dimana : d1 (diameter pipa upstream, in), d2

(diameter choke, in), Nre (bilangan Reynold

berdsarkan d2)

5.4 Aliran Gas 1 Fasa Persamaan tekanan aliran

gas dalam choke didasarkan atas kondisi isentropik

karean tidak terdapat waktu untuk perpindahan

panas (adiabatik) dan kehilangan gesekan

diabaikan pada chokes. Selain pressure drop

sepanjang chokes, temperatur drop berkaitan

dengan aliran choke juga penting karena hidrat

mungkin terbentuk yang akan menghambat aliran.

5.4.1 Aliran Subsonic

= 12482

( 1)[(

)

2

(

)

1

]

Dimana : qsc (laju alir gas, Mscf/d), pup (tekanan

upstream choke, psia), A2 (luas penampang choke,

in2), Tup (temperatur upstream, R), g (gravitasi,

32.2ft/s2), g (spesific gravity gas berhubungan dengan udara). Bilangan Reynold untuk

menentukan CD diekspresikan, dimana (viskositas gas, cp) :

=202

Kecepatan gas dibawah kondisi aliran subsonic

kurang dari kecepatan suara pad agas pada kondisi

in situ :

= 2 + 2 [1

(

)

1

]

Dimana Cp (panas spesifik gas pada tekanan

konstan (187.7 lbf.ft/lbm.R untuk udara)

5.4.2 Aliran Sonic Dibawah kondisi aliran sonic,

laju gas mencapai kondisi maksimum. Laju gas

diekspresikan dalam persamaan (ideal gas) :

= 879(

) (

2

+ 1)

+11

(5.8)

Koefisien aliran choke CD tidak sensitif terhadap

bilangan Reynold untuk Nre lebih dari 106,

sehingga dapat diasumsikan untuk NRe 106 dapat

diasumsikan untuk nilai CD dengan bilangan

Reynolds yang lebih besar.

Kecepatan gas dibawah kondisi aliran sonic sama

dengan kecepatan suara pada gas dibawah kondisi

in situ :

= 2 + 2 [1

(2

+ 1)]

Atau 44.76

5.4.3 Temperatur dalam Choke Tergantung pada

perbandingan tekanan upstream-downstream,

temperatur pada choke dapa tjauh lebih rendah

dibandingkan yang diperkirakan.temperatur rendah

ini diakibatkan efek pendinginan Joule-Thompson

yang merupakan ekspansi tiba-tiba dibawah nozzle

mengakibatkan penurunan tekanan signifikan.

Temperatur dapat dengan mudah turun dibawah

temperatur es menghasilkan penyumbatan es jika

terdapat air. Bahkan temperatur masih adpat

berada diatas temperatur es, hidrat dapat terbentuk

danmenimbulkan penyumbatan. Asumsi proses

berlangsung isentropik untuk gas ideal mengalir

melalui chokes, temperatur pada downstream

choke dapat diperkirakan menggunakan

persamaan: =

(

)

1

Tekanan outlet sebanding dengan tekanan

downstream pada kondisi aliran subsonic.

5.4.4 Aplikasi Persamaan diatas digunakan untuk

memperkirakan temperatur downstream, laju

bagian gas pada tekanan upstream dan downstream

tertentu, tekanan upstream pada tekanan

downstream dan bagian gas (gas passage) tertentu,

tekanan downstream pada tekanan upstream dan

bagian gas tertentu. Untuk mengestimasi laju

bagian gas pada tekanan upstream dan downstream

tertentu prosedur berikut dapat digunakan : 1.

Menghitung perbandingan tekanan kritik (5.1), 2.

Menghitung perbandingan tekanan

downstream/upstream, 3.Jika perbandingan

tekanan downstream/upstream lebih besar dari

perbandingan tekanan kritik, gunakan (5.5)/(5.8).

5.5 Aliran Multifasa Ketika minyak yang

dihasilkan mencapai wellhead choke, tekanan

wellhead biasanya berada dibawah tekanan

bubble-point minyak. Hal ini berarti gas bebas

terdapat dalam aliran fluida melalui choke. Choke

akan berlaku berbeda tergantung dari kandungan

gas dan rezim aliran (sonic/subsonic).

5.5.1 Aliran Kritik (Sonic) Ketika gelembung gas

ditambahkan kedalam fluida tidak termampatkan,

diatas kecepatan kritik nya, medium akan menjadi

tidak mempu menyalurkan perubahan tekanan

menuju upstream melawan aliran. Beberapa model

empiris choke dikembangkan, yaitu :

=

Dimana : pwh (tekanan wellhead upstream, psia), q

(laju cairan gross, bbl/d), R (perbandingan

produksi gas-cair, Scf/bbl), S (ukuran choke, 1/64

in) dan C, m, dan n adalah konstanta empiris

tergantung terhadap sifat fisik fluida.

5.5.2 Aliran Subkritik (Subsonic)

Model aliran choke multifasa Sachdeva

merupakan model yang paling mewakili aliran ini

dan telah diterapkan pada beberapa software

modeling, model ini menggunakan persamaan

untuk menghitung boundary kritik-subkritik.

=

{

1 +

(1 1)(1 )11

1 +

2 +

(1 1)12

+2[(1 1)12

]2

}

1

(5.13)

Dimana : yc (perbandingan tekanan kritik), k

(Cp/Cv (perbandingan panas spesifik)), n

(eksponen polytropik untuk gas), x1 (kualitas gas

bebas upstream, fraksi massa), VL (volume

spesifik cairan upstream, ft3/lbm), VG1 (volume

spesifik gas upstream, ft3/lbm), VG2 (volume

spesifik gas downstream, ft3/lbm)

Eksponen polytropik gas dihitung berdasarkan

persamaan :

= 1 +1( )

1 + (1 1)

Volume spesifik gas (VG1) dapat ditentukan

menggunakan hukum gas berdasarkan tekanan dan

temperatur upstream. Volume spesifik gas (VG2)

diekspresikan dalam :

2 = 11

Perbandingan tekanan kritik yc dapat diselesaikan

dengan persamaan (5.13).

Perbandingan tekanan aktual dapat dihitung

dengan :

=21

Dimana : ya (perbandingan aktual tekanan), p1 dan

p2(tekanan upstream dan downstream, psia).

Jika ya< yc, aliran kritik terjadi, yc harus digunakan

(y=yc), kecuali jika aliran subsonic terjadi yaharus

digunakan (y=ya)

Fluks massa total dapat diperhitungkan dengan

menggunakan persamaan :

2 = {288122 [

(1 1)(1 )

+1

1(1

2]}0.5

1

2= 11

1 + (1 1)

Dimana : G2 (fluks massa downstream, lbm/ft2/s),

CD (koefisien discharge, 0.62-0.90), m2 (densitas campuran downstream, lbm/ft3), L (densitas cairan, lbm/ft3)

Setelah fluks massa ditentukan, laju alir massa

dapat dihitung dengan persamaan :

2 = 22 Dimana : A2 (luas penampang area, ft2), M2 (laju

alir massa downstream, lbm/s)

Laju alir massa cairan ditentukan dengan :

2 = (1 2)2 Pada kecepatan campuran umumnya 50-150ft/s

mengalir melalui chokes, pada umumnya tidak

terdapat waktu untuk transfer massa antara fasa

pada saluran. Sehingga x2=x1 dapat diasumsikan.

Laju alir volumetrik dapat ditentukan berdasarkan

densitas cairan.

Laju alir massa gas ditentukan dengan :

2 = 22 Laju alir volumetrik pada choke downstream dapat

ditentukan menggunakan hukum gas berdsarkan

tekanan dan temperatur downstream.

Keakuratan model Sachdeva dapat diperkuat

dengan menggunakan koefisien discharge yang

berbeda untuk jenis fluida dan sumur berbeda,

untuk memprediksi laju cairan sumur minyak dan

laju gas dari sumur kondensat gas CD=1.08, untuk

memprediksi laju gas sumur minyak CD=0.78,

untuk memprediksi laju cairan sumur kondensat

gas CD=1.53.

Bab 6 Well Deliverability

Well deliverability ditentukan oleh performa aliran

well dan performa aliran wellbore. Sifat fluida

berubah berdasarkan lokasi bergantung pada

sistem produksi tekanan dan temperatur minyak

dan gas. Nodal analysis adalah analisis untuk

menentukan laju produksi fluida dan tekanan pada

spesifik node. Nodal analysis biasanya digunakan

untuk bottom-hole atau wellhead sebagai solusi

node. Analiysis dengan Bottom-Hole Node. Ketika

bottom hole digunakan sebagai solusi node dalam

nodal analisis, performa aliran masuk adalah IPR

(inflow performance relationship) well dan

performa aliran keluar adalah tubing performance

relationship (TPR), jika di letakkan pada atas pay

zone. Gas Well. IPR bottom-hole node

= (2

2 )

dan aliran keluar (TPR)

2 =

2 +6.67 104[1]

222

5 cos

dan flow rate dengan tekanan pada bottom-hole

node dapat ditentukan dengan membuat grafik

antara 2 persamaan tersebut untuk menemukan

perpotongannya atau bisa di selesaikan secara

analitik dengan mensubsitusi 2 persamaan

tersebut. Oil Well. Tekanan reservoir di bawah

tekanan bubble-point , pada IPR straight line

menggunakan = ( ). TPR

menggunakan model Poettmann-Carpenter =

+ ( +

)

144 dimana pwh dan L adalah

tekanan head dan kedalam well. Persamaan Vogel

IPR untuk tekanan reservoir di bawah tekanan

bubble-point

= [1 0.2(

) 0.8(

)2]

atau

= 0.125 [81 80 (

) 1]

Untuk TPR dengan persamaan Guo-Ghalambor

adalah

144( )

+1 2

2ln(144 + )2 +

(144 + )2 +

+

2

[tan1 (

144 +

)

tan1 (144 +

)] = (cos + 2)

Jika tekanan bottom-hole diatas tekanan bubble-

point, persamaan IPR Vogel = + [1

0.2(

) 0.8(

)2]. Analysis with Wellhead

Node. Jka wellhead digunakan sebagai solusi node

dalan Nodal analysis, performa kurva aliran masuk

dalah wellhead performance relationship (WPR),

yang didapat dari tranformasi IPR wellhead

melalui TPR. performa kurva aliran keluar adalah

wellhead choke performance relationship(CPR).

Gas Well.

= [2

(2 +6.67 104[ 1]

2 22

5 cos

)]

hubungan antara wellhead pressure (phf) dan

produksi gas (qsc) adalah WPR dengan

= 879(

) (

2

+ 1)

+11

Oil Well. Jika tekanan reservoir di atas tekanan

bubble-point straight line IPR menggunakan =

( ). TPR oeh poettmann carpenter model

= + ( +

)

144. ydengan WPR adalah

aliran masuk wellhead node. dengan CPR =

. Jika tekanan reservoir dibawah tekanan

bubble-point, rumus Voger IPR adalah =

0.125[1 80(

) 1]. TPR di deskripsi

kan oleh Guo-Ghalambor model dengan

persamaan

144( )

+1 2

2ln(144 + )2 +

(144 + )2 +

+

2

[tan1 (

144 +

)

tan1 (144 +

)] = (cos + 2)

dan CPR dengan persamaan =

. Gas

Well. = (2

2)dimana Ci adalah

produktivity coefficient of lateral i dan ni adalah

produktivity exponent o lateral i. 2 =

(2 +6.67 104[1]

2 22

5 cos45

) dimana

=0.0375 cos45

2

dengan fMi untuk di>4.277 in =0.01603

0.164 4.277 =

0.01750

0.224 . Untuk fMi turbulen menggunakan rumus

= [1

1.742 log(2)]

2

. Untuk gas well mengikuti

persamaan

2

= 2

+6.67 104[ 1]

2=1

22

5

dimana

=0.0375

Persamaan IPR

=(

2 2)

1424[

1

ln(0.472

4

)]

Predicting Horizontal Gas-Liquid Flow Regime

2( / )L sL LG u lbm hr ft 2( / )G sG GG u lbm hr ft

1/2

0.075 62.4

G L

1/32

73 62.4L

L L

3/ , ; /Llbm ft cp dynes cm

The coordinates for the Baker map are a plot of

GG

versus L

G

G

G

The Mandhane map is simply a plot of superficial

liquid velocity versus superficial gas velocity.

The Beggs and Brill map plots the mixture Froude

number against the input fraction of liquid(

2

mFr

uN

gD ;

sLL

m

u

u )

Pressure Gradient CalculationEx:oil/gas flow in

horizontal pipe

Qo=2000 bbl/day oil ;Qgas=1 MMSCFD

D = 2 7/8 in (Area 0.0278 ft2)

Oil: visc. 2 cp ; = 49.9 lbm/ft3 ; 175 F ; 800 psia

Gas: visc. 0.0131 cp ; = 0.709 ; Z-factor 0.935

Beggs and Brill correlation

32

2000 / 5.615 / 1 / 864004.67

0.0278sL

bbl d ft bbl d s ftu

ft s

6 32

460 17510 / 14.70.935 8.72

0.0278 460 60 800 86400sG

ft d d ftu

ft s s

4.67 8.72 13.39 /m SL SGu u u ft s

4.670.35

13.39

sLL

m

u

u

1 0.35 0.65G

2

2

2

13.39

29.6

32.17 0.18825

mFr

ft

u sN

ftgDft

s

0.302

1 316 230LL 2.4684

2 0.000925 0.0124LL

1.4516

3 0.10 0.459LL

6.738

4 0.5 490LL

Segregated flow,

10.01L FRandN L atau

20.01L FRandN L Transition flow,

2 30.01L FRandL N L Intermittent flow,

3 10.01 0.4L FRandL N L atau

3 40.4L FRandL N L Distributed flow,

10.4L FRandN L atau

40.4L FRandN L Flow regime a b c

Segregated 0.98 0.4846 0.0868

Intermittent 0.845 0.5351 0.0173

Distributed 1.065 0.5824 0.0609

3 10.01 0.4L FRandL N L intermitten flow

0.5351

0.0173

0.845(0.35)0.454

(29.6)

b

Llo c

FR

ay

N

Horizontal = 0 0.454L loy y

m L L G G

3

3

28.97

28.97(0.709)(800 )2.6 /

(0.935) 10.73 (460 175)

GG

o

o

p

zRT

psialbm ft

psia ftR

mole R

3(0.35)(29.9) (0.65)(2.6) 19.1m

lbm

ft

m L L G G

(0.35)(2) (0.65)(0.0131) 0.709m cp

Rem m

m

m

u DN

Re

(19.1)(13.39)(2.259 /12)(1488)101,000

0.709mN

From Moody chart 0.0045nf

2 2

0.351.698

(0.454)

L

L

xy

2 4ln( )

0.3810.0523 3.182ln( ) 0.875 ln( ) 0.01853 ln( )

xS

x x x

0.3810.0045 0.006587Stp nf f e e

2

3

27.45 0.05

tp m m

F

f udp lbf psi

dz gD ft ft

Eaton correlation

. .

;L L L G G Gm q m q ;

. . .

m L Gm m m

4(..... )(6.72 10 ) .....sec. .sec

G

lbm lbmcp

ft cp ft

From Eaton friction factor correlation

. .0.5

2.25

0.057( )G m

G

m m

D

0.1.

.

L

G

mf

m

2

2

m m

F

f udp

dx gD

determine the liquid holdup

41.938 LvL sLN u

41.938 LvL sGN u

120.872 LDN D

43

10.1572L L

L

N

From Eaton holdup correlation

0.575 0.05 0.1

0.0277

(1.84) ( / )LvL b

vG D

N p p N

N N

Ly Dukler correlation

22

G GL Lk

L Gy y

;

Rek m

k

m

u DN

0.320.0056 0.5( Re )n kf N

= 1

ln

1.281 + 0.478 ln + 0.444(ln )2 + 0.094(ln )3 + 0.00843(ln )4

2

2

k m

F

f udp

dx gD

Kinetic energy contribution

2 21 G sG L sL

KF G L

u udp

dx g x y y

F KE

dp dp dp

dx dx dx

CHOKE PERFORMANCE

Single-Phase Liquid Flow

32 ( / )g P

q CA ft s

C = flow coefficient of the choke; A = choke area

(ft2); g = unit conversion factor, 32.17 lbm-ft/lbf-s2

P = lbf/ft2; = lbm/ft3; For oilfield units,

2

2

3

2

22,800 ( ) ( / )

; ; /m

Pq C D bbl d

D in P psi lb ft

From flow coefficient for liquid flow through a

choke, NRe (based on D2) C

Single-Phase Gas Flow

=

4221

(

2

28.971)(

1)[(

2

1)

2 (

2

2)

+1]

= 3.505642 (

1

) (

2

28.971)(

1) [(

2

1)

2 (

2

2)

+1]

qg= MSCF/d ; D64is the choke diameter (bean size)

in 64ths of inches (e.g., for a choke diameter of

in., D2 = 16/64 in and D64 = 16) ; T1 = R ; = Cp/Cv ; is flow coefficient of the choke.

Multiphase Flow

1/2

2 2

g lc g g g g

g gc l lc

vv v

Gilbert and Ros correlation

1

64

( )BlC

Aq GLRp

D ;

1/

64

1

( )C

B

lAq GLRDp

Correlation A B C

Gilbert 10.00 0.546 1.89

Ros 17.40 0.500 2.00

Omana correlation

3.49 3.19 0.657 1.80.263ql pl l DN N N N

1/1.8

3.49 3.19 0.6571

0.263D ql pl lN N N N

g

l

N

0.5

2

1

11.74 10pl

l l

N p

1.25

1.84 lql ll

N q

64

(0.1574)

D

l

l

ND

Surface facilities Gambarkan skematik rangkaian

surface facilities suatu sistem produksi lapangan

minyak yang mempunyai GOR tinggi, tekanan

wellhead tinggi dan pressure loss sepanjang

flowline rendah. Jelaskan secara singkat masing-

masing fungsi peralatan yang terdapat pada

fasilitas tersebut. Tuliskan uraian singkat fungsi-

fungsi dari surface facilities suatu sistem produksi

lapangan migas (minimal 6 fungsi)

Alat Surface Facilities: Separator untuk

memisahkan fasa minyak, gas dan air dari fluida;

Water treater untuk mengolah air formasi yang

ikut terproduksi; Scrubber untuk memisahkan

cairan yang masih terbawa dalam fasa gas; Booster

untuk meningkatkan laju aliran fluida; Filter untuk

memisahkan solid yang terbawa pada masing-

masing fasa; Coalescer untuk memisahkan butiran

cairan dan menggabungkannya menjadi butiran

yang lebih besar agar terpisah dengan fasa gas

secara gravitasi; Compressor untuk menempatkan

gas atau menaikkan tekanan; Heater untuk

memanaskan fluida; Cooler untuk menurunkan

temperatur fluida; Glycol Reconcenerator untuk

mengembalikan kondisi glycol dari rich glycol

menjadi lean glycol; Flash Chamber seperti

separator tetapi bekerja pada temperatur dan

tekanan rendah; Glycol Contactor sebagai tempat

terjadinya kontak antara lean glycol dengan gas

yang akan dihilangkan kandungan airnya.

Fungsi Surface Facilities: Memfasilitasi

terjadinya transport (aliran) fluida dari dasar sumur

ke permukaan hingga sales point; Memisahkan

minyak, gas, air; Memisahkan kondensat dari gas;

Membersihkan gas dari pollutant; Membersihkan

minyak dari air; Membersihkan air dari minyak.

Please, write-up of Properties of Petroleum Fluids. It should contain: Tipe Fluida Reservoir Black Oil. Initial producing gas-oil ratio: 2000

scf/STB; GOR akan meningkat selama produksi

ketika tekanan reservoir menurun dibawah tekanan

bubble-point. The gravity of the stock-tank liquid:

45o API; Stock-tank oil gravity akan menurun

seiring dengan waktu hingga di akhir dari reservoir

akan meningkat. The color of the stock-tank

liquid: berwarna sangat hitam yang menandakan

adanya hidrokarbon berat, biasanya berwarna

hitam, tetapi kadang didapatkan berwarna

kehijauan atau coklat. Analisa: Analisa laboratory

akan mengidentifikasikan oil formation volume

awal 2,0 res bbl/STB atau kurang. Oil formation

volume factor adalah kuantitas dari reservoir liquid

dalam kebutuhan barrels untuk memproduksi satu

persediaan tank barrel. Volume oil menyusut satu

setengah atau lebih dalam perjalanan ke tempat

penyimpanan. Komposisi C6+ harus lebih besar

dari 30 %-mol, dan mengidentifikasikan

banyaknya hidrokarbon berat dalam black oils.

Penentuan properties fluida :

=

o =

141,5

131,5. =

+

=1

. =

(5)

= + ( ). =

(7)

dengan: = ; o =

; = ; = ; = ; = Volatile Oil. Initial producing gas-oil ratio:2000 3300 scf/STB; GOR akan meningkat selama

proses produksi dan tekanan reservoir akan

menurun di bawah tekanan bubble-point. The

gravity of the stock-tank liquid: 40o API atau lebih

tinggi; akan meningkat selama produksi dan

tekanan reservoir akan menurun di bawah tekanan

bubble-point. The color of the stock-tank liquid:

biasanya berwarna coklat, orange, atau hijau.

Analisa: Analisa laboratory akan

mengidentifikasikan oil formation volume awal

2,0 res bbl/STB atau kurang. Produksi oil akan

menurun lebih dari satu setengah, seringnya tiga

per empat selama perjalanan menuju tempat

penyimpanan. Volatile oil di produksi melalui tiga

atau lebih tingkat surface separation untuk

mengurangi penyusutan. Komposisi volatile oils

antara 12,5 30 %-mol C6+. Perbedaan antara volatile oils dan retrograde gases berada pada 12,5

%-mol C6+. Jika konsentrasi C6+ lebih dari 12,5

%-mol, fluida reservoir berada dalam fasa liquid

dan ditunjukkan dengan bubble point; konsentrasi

C6+ di bawah 12,5 %-mol, fluida reservoir

terdapat dalam fasa gas dan ditunjukkan oleh dew

point.

Retrograde gas Initial producing gas-oil ratio:

sekitar 3300 5000 scf/STB; batas atas belum ditentukan, tetapi sudah diteliti hingga 150.000

scf/STB; GOR di atas 50.000 scf/STB

menandakan cairan di dalam reservoir sangat

sedikit dan fluida reservoir dapat diperlakukan

seperti wet gas; produksi retrograde gas akan

meningkat setelah produksi dimulai dengan

penurunan tekanan reservoir di bawah tekanan

dew-point gas. The gravity of the stock-tank

liquid: 40o 60o API dan meningkat seiring dengan turunnya tekanan reservoir di bawah

tekanan bubble-point. The color of the stock-tank

liquid: berwarna muda, coklat, orange, kehijauan,

atau bening. Analisa: Retrograde gases

menunjukkan dew point ketika tekanan menurun

pada temperatur reservoir. Fraksi C6+ akan kurang

dari 12,5 %-mol. Perilaku retrograde akan terjadi

pada kondisi gas reservoir di bawah 1% C6+,

retrograde liquid bisa diabaikan untuk kondisi

tersebut.

Wet gas Initial producing gas-oil ratio: lebih besar

dari 50.000 scf/STB; nilai GOR cenderung

konstan selama umur wet gas reservoir. The

gravity of the stock-tank liquid: 40o 60o API; nilainya sama dengan retrograde gas tetapi tidak

akan berubah selama umur reservoir. The color of

the stock-tank liquid: berwarna putih air.

Penentuan properties fluida : =+

+;

= + ; = 0,0762 + 350,2 (10)

= 0,00263 + 350,2

; =

+4600

+133.300

=

11+4600+

1+; =

5954

8,8=

42,43

1,008 (13)

= 2 + + 133.300

; =

22 + ; =

dengan : = ; = ; = ; = = ; = ; = ; = ; = Dry gas Initial producing gas-oil ratio: hanya

terdapat gas. The gravity of the stock-tank liquid:

tidak ada liquid. The color of the stock-tank liquid:

tidak berwarna.

Penentuan properties fluida : =

; =

(18)

=

; = ;

=

(21)

=

12

12

; = (23)

=

; = 1 ( 1 )

2 (25)

=()

(26)

dengan : = = = = ; = ; = ; = ; = ; = Construct IPR of two wells in an undersaturated

oil reservoir using the generalized Vogel equation.

The following data are given: Reservoir pressure:

= 5500 Bubble point pressure: = 3000 Tested flowing bottom-hole pressure in Well A: 1 = 4000 Tested production

rate from Well A: 1 = 300

Tested flowing

bottom-hole pressure in Well B: 1 =2000 Tested production rate from Well B: 1 = 900 / Well A:

=1

( 1)

=300

(5500 4000)

= 0,2

nilai pwf dimasukkan dengan rentang 0 pwf 5000 maka didapatkan hasil perhitungan seperti disajikan pada Tabel 1

pwf (psia) q (stb/day)

0 833

500 815

1000 781

1500 733

2000 670

2500 593

3000 500

5000 0

Well B:

=1

( ) +1,8 [1 0,2

0,8()2]

=900

(55003000)+30001,8

[10,220003000

0,8(20003000

)2];

= 0,2685

nilai pwf dimasukkan dengan rentang 0 pwf 5000 maka didapatkan hasil perhitungan seperti

disajikan pada Tabel 2


0 1119

500 1094

1000 1049

1500 985

2000 900

2500 796

3000 671

5000 0

Construct IPR of a well in a saturated oil reservoir

using both Vogels equation and Fetkovichs equation. The following data are given: Reservoir

pressure: = 3500 Tested flowing bottom-hole pressure: pwf1 = 2000 psia Tested

production rate at pwf1: q1 = 500stb

dayTested

flowing bottom-hole pressure : pwf2 =1000 psia Tested production rate at pwf2: 2 =800 / Persamaan Vogel:

=1

1 0,21 0,8(

1 )

2

=500

1 0,220003500 0,8(

20003500)

2

= 800,65 / nilai pwf dimasukkan dengan rentang 0 pwf 3500 maka didapatkan hasil perhitungan seperti



0 800,65

500 765

1000 703

1500 614

2000 500

2500 359

3000 193

3500 0

Persamaan Fetkovich:

=log(

12)

log(2 1

2

2 22 )

=log(

500800)

log(35002 20002

35002 10002)

= 1,5

=1

(2 12 )

=500

(35002 20002)1,5

= 1,65 108

2

= (2 12 )

= 1,65 108(35002 12 )1,5

nilai pwf dimasukkan dengan rentang 0 pwf 3500 maka didapatkan hasil perhitungan seperti



0 800,65

500 765

1000 703

1500 614

2000 500

2500 359

3000 193

3500 0

Determine the IPR for a well at the time when the

average reservoir pressure will be 1700 psia. The

following data are obtained from laboratory test of

well fluid samples:

Reservoir

Properties Present Future

Average

pressure (psig) 2250 1685,3

Productivity

index J*

(stb/day-psi)

1,01

Oil viscosity

(cp) 3,11 3,63

Oil formation

volume factor

(rb/stb)

1,173 1,145

Relative

permeability to

oil

0,815 0,68

=

(

)

(

)

= 1,01

(0,68

3,63(1,145))

(0,815

3,11(1,173))

= 0,74

Persamaan Vogel untuk future IPR:

=1,8

[1 0,2

0,8()2]

=(0,74)(1685,3)

1,8[1 0,2

1685,3

0,8(

1685,3)2]

nilai pwf dimasukkan dengan rentang 0 pwf 2250 dan 0 pwf 1685,3 maka didapatkan hasil perhitungan seperti disajikan pada Tabel 6

Reservoir

pressure = 2250

psig

Reservoir

pressure = 1685,3

psig

pwf

(psig)

q

(stb/day)

pwf

(psig)

q

(stb/day)

2250 0 1685,3 0

2025 217 1516,77 119,11

1800 414 1348,24 227,14

1575 591 1179,71 324,09

1350 747 1011,18 409,96

1125 884 842,65 484,75

900 1000 674,12 548,46

675 1096 505,59 601,09

450 1172 337,06 642,64

225 1227 168,53 673,11

0 1263 0 692,50

Documents

Cheat Sheet