MAKALAH KONSEP TEKNOLOGI

NAMA KELOMPOK

Aldo Aprian Pratama ( 071.10.026 )

Anggoro Ibnu ( 071.10.042 )

Putri Dwi Jayanti ( 071.10.224 )

Rabiatul Adawiyah ( 071.10.335 )

Rio Prawira D ( 071.10.237 )

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

UNIVERSITAS TRISAKTI

JAKARTA

2014

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Terjadinya Minyak dan Gas Bumi

Ada tiga factor utama dalam pembentukan minyak dan atau gas bumi, yaitu : pertama, ada bebatuan asal (source rock) yang secara geologis memungkinkan terjadinya pembentukan minyak dan atau gas bumi. Kedua, adanya perpindahan (migrasi) hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke babatuan reservoir (reservoir rock), umumnya sandstone atau limestone yang berpori-pori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon tersebut. Ketiga, adanya jebakan atau entrapment geologis. Struktur geologis kulit bumi yang tidak teratur bentuknya dapat menciptakan suatu ruangan bawah tanah yang menjadi jebakan hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermeable, maka hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi.Sebagaimana kita ketahui di pusat bumi ini ada magma yang selalu panas, sehingga semakin ke dalam akan semakin panas. Dan temperatur ini merupakan hal yang sangat penting dalam pembentukan hidrokarbon. Hidrokarbon kebanyakan ditemukan pada suhu antara 107 oC sampai 177 oC. Ia akan terurai pada suhu diatas 260 oC.

1.2 Komponen-komponen Pembentuk Minyak Bumi

Minyak bumi merupakan campuran yang rumit dari ratusan rantai hidrokarbon, yang umumnya tersusun atas 85% karbon (C) dan 15% hidrogan (H). Selain itu juga terdapat bahan organic lainnya dalam jumlah yang kecil dan mengandung oksigen (O), sulfur (S) atau nitrogen (N). Ada 4 macam jenis-jenis hidrokarbon jika kita golongkan menurut umur dan kedalamannya, yaitu : young shallow, old shallow, young deep, dan old deep. Minyak bumi young shallow biasanya bersifat masam (sour), mengandung minyak bahan aromatic, sangat kental dan kandungan sulfunrnya yang tinggi. Minyak old shallow biasanya kurang kental, titik didih yang lebih rendah dan rantai paraffin yang lebih pendek. Old deep membutuhkan waktu yang paling lama untuk pemprosesan, titik didihnya paling rendah, juga viskositasnya paling encer. Sulfur yang tekandung dapat terurai menjadi H2S yang dapat lepas, sehingga old deep adalah minyak mentah yang dikatakan sweet. Minyak inilah yang paling banyak diinginkan karena ia dapat menghasilkan bensin (gasoline) yang paling banyak.

1.3 Waktu yang Dibutuhkan untuk Membentuk Minyak Bumi

Sekitar 30-juta tahun yang lalu lebih dari 50% cadangan minyak bumi telah terbentuk. Cadangan lainnya diperkirakan bahkan lebih tua lagi. Dari sebiah fosil yang ditemukan bersamaan dengan minyak bumi dari jaman Cambrian, diperkirakan umurnya sekitar 544 sampai 505 juta tahun yang lalu. Geologist sepakat bahwa minyak bumi terbentuk selama jutaan tahun dari organism, tumbuhan dan hewan, berukuran sangat kecil yang hidup di lautan purba. Begitu organism ini mati, badannya terkubur di dasar lautan lalu terkubur pasir dan lumpur, membentuk lapisan yang kaya zat organic yang akhirnya akan menjadi batuan endapan. Lalu selama jutaan tahun berikutnya, lautan akan menyusut atau berpindah tempat kerena proses geologi.1.4 Pengangkatan Buatan Minyak Bumi pada sumur tertentu

Artificial lift adalah metode yang digunakan untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoir tidak cukup tinggi untuk mendorong fluida sampai ke atas ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah. Artificial lift umumnya terdiri dari 5 macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.

1. Gas Lifting, menginjeksikaN gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir ke permukaan.

2. Sucker Rod Pumping, menggunakan pompa electric-mechanical yang dipasang dipermukaan. Dengan menggunakan prinsip katub searah, pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakaannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini dikenal dengans ebutan pompa angguk.

3. Subsurface Electrical Pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakkan oleh moto listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.

4. Jet Pump, Fluida dipompakan ke dalam sumur dengan tekanan yang tinggi lalu disemprotkan lewat nozzle ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nozzle, fluida ini aka bertambah kecepatan dan energy kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai permukaan.

5. Progressive Cavity Pump, pompa dipasang di dalam sumur, tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut dengan sucker rod.

BAB 2

TEORI DASARMetode pengangkatan buatan yang sering digunakan dalam industri perminyakan adalah metode gas lift. Prinsip dari metode ini adalah untuk mengatur tekanan dasar sumur yang rendah dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke dalam annulus, sehingga cairan dapat diangkat menuju permukaan. Sumur dual gas lift aliran kontinu adalah salah satu type instalasi sumur gas lift. Sistem ini sesuai untuk memproduksi dua reservoir yang saling berdekatan daripada kedua reservoir tersebut diproduksi dengan menggunakan dua buah sumur yang berbeda. Berdasarkan pengalaman lapangan, kelebihan pemakaian gas injeksi umumnya terjadi pada lapangan yang menggunakan tehnik pengangkatan buatan dual gas lift.

Disebabkan karena tingginya harga jual gas alam, perusahaan minyak menginginkan adanya optimasi penggunaan gas injeksi untuk keperluan alokasi pada sumur sumur gas lift. Produksi sumur gas lift digambarkan dalam kurva performansi gas lift, diperoleh melalui persamaan aliran dalam tubing dan persamaan aliran dalam reservoir. Seluruh sistem persamaan akan diselesaikan dengan menggunakan metode Runge Kutta orde 4 dan metode Shooting. Metode ini akan diaplikasikan untuk setiap string dalam sumur dual gas lift. Seperti kasus instalasi sumur gas lift, instalasi sumur dual gas lift juga mengakibatkan ketidakstabilan produksi. Masalah-masalah diatas terjadi karena ketakstabilan hydrodinamika pada tekanan kepala sumur, jumlah injeksi gas dan jumlah produksi minyak. Tujuan dari penelitian ini adalah memaksimumkan jumlah produksi minyak dengan mengoptimumkan jumlah gas injeksi dengan mempertimbangkan kestabilan produksi sumur dan kemiringan produksi yang sama pada masing-masing tubing, menggunakan algoritma genetika. Simulasi optimasi alokasi gas injeksi menggunakan data lapangan.

Gas Lift adalah salah satu bentuk sistem pengangkatan buatan (artificial lift) yang lazim digunakan untuk memproduksikan fluida dari sumur-sumur minyak bumi. Sistem ini bekerja dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi kedalam annulus (ruang antara tubing dan casing), dan kemudian kedalam tubing produksi sehingga terjadi proses aerasi (aeration) yang mengakibatkan berkurangnya berat kolom fluida dalam tubing. Sehingga tekanan reservoir mampu mangalirkan fluida dari lubang sumur menuju fasilitas produksi dipermukaan.

Syarat utama dari sistem ini adalah ketersediaan gas bertekanan tinggi yang digunakan untuk proses aerasi fluida dalam lubang sumur. Gas bertekanan tinggi tersebut dapat berasal dari sumur gas yang masih memiliki tekanan tinggi, atau dari sistem kompresi gas dengan menggunakan kompresor.

Dibandingkan dengan sistem pengangkatan buatan lainnya seperti ESP (electric submersible pump), PCP (progressive cavity pump), SRP (sucker rod pump), dan Hydraulic Pump; dapat dikatakan bahwa gas lift memiliki tingkat fleksibilitas yang lebih tinggi. Sistem gas lift juga lebih dapat mengakomodasi faktor kesalahan desain, dimana suatu sistem gas lift yang didesain secara kurang baik pada umumnya masih dapat mengangkat fluida dari dalam sumur.

Performa sebuah sumur gas lift sangat dipengaruhi oleh dua parameter penting yaitu kedalaman titik injeksi (injection depth) dan laju aliran gas yang diinjeksikan (injection rate). Kedua parameter tersebut pada umumnya merupakan hasil perhitungan dari desainer dengan mempertimbangkan faktor-faktor lain seperti performa reservoir, ketersediaan gas injeksi, tekanan kerja gas injeksi, kemiringan sumur, dan lain sebagainya.

Secara garis besar, komponen utama dari suatu sistem gas lift dapat dikelompokkan ke dalam peralatan permukaan (surface equipments), dan peralatan dalam sumur (downhole equipments). Peralatan permukaan meliputi sumber gas tekanan tinggi (sumur gas atau kompresor), pipa saluran gas injeksi, dan meter pengukur laju aliran gas injeksi (umumnya DP flowmeter). Sedangkan peralatan dalam sumur meliputi satu atau beberapa gas lift mandrel (GLM) dan katup gas lift (gas lift valve) yang dipasang di dalam mandrel.

Sumur minyak yang beroperasi dengan sistem gas lift pada umumnya memiliki beberapa GLM yang ditempatkan di titik-titik kedalaman tertentu di sepanjang tubing produksinya. Penempatan GLM yang baik pada proses komplesi awal (initial completion) akan sangat menunjang tercapainya performa optimal dari satu sumur minyak. Hal ini mengingat bahwa kadang-kadang diperlukan penataan ulang terhadap letak dan setting katup gas lift untuk mendapatkan kondisi operasi yang diinginkan. Penambahan atau perubahan letak GLM dikarenakan initial completion yang kurang baik, atau konversi sebuah sumur menjadi sumur gas lift hanya dapat dilakukan dengan kerja ulang (workover) berupa pencabutan tubing dari dalam sumur. Hal ini tentu saja memerlukan biaya tinggi, terutama untuk sumur-sumur di anjungan lepas pantai.

Gas lift mandrel yang umum digunakan adalah jenis side pocket mandrel (SPM). Penggunaan SPM memungkinkan katup gas lift untuk dipasang dan dicabut (atau sebaliknya) dari dalam mandrel dengan wireline operation. Hal ini membuat sistem gas lift menjadi sangat fleksibel, dimana penataan ulang katup-katup yang ada dapat dilakukan dengan relatif mudah dan murah tanpa memerlukan pencabutan tubing produksi. Alat yang digunakan dalam wireline operation untuk memasang dan mencabut katup gas lift biasa disebut kick over tool (KOT).

Penataan ulang katup-katup gas lift kadang-kadang diperlukan apabila dikendaki perubahan setting tekanan kerja katup ataupun perubahan titik injeksi. Hal-hal tersebut disesuaikan dengan perubahan beberapa parameter seperti penurunan tekanan reservoir, kenaikan kandungan air (water cut), dan perubahan kondisi operasi di fasilitas produksi permukaan. Penggantian katup-katup gas lift juga diperlukan apabila terjadi kerusakan.

Untuk ESP dan Pompa Angguk juga dikategorikan sbg Artificial Lift karena tujuan untuk membantu mengangkat fluida dari wellbore ke permukaan. Salah satu penyebabnya dapat dikarenakan rendahnya tekanan dari reservoirnya shg pengangkatan fluida ke permukaan tdk optimal. Ibarat kata: Artifical lift mirip fungsinya dengan jet pump yg ada di rumah rumah untuk mengangkat air dari sumur., dan megalirkannya ke keran bak mandi etc.Pada umumnya perolehan minyak (Oil Recovery) dari reservoir dapat dibagi menjadi 3 tahap:

Primary Recovery Phase: Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan berdasarkan mekanisme pendorong alamiah yg ada dalam reservoir spt: Gas cap drive, water drive, Gravity Drainage etc.

Secondary Recovery : Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dgn menginjeksikan water / gas (Immiscible gas) ke dalam reservoir

Tertiary Recovery (EOR) : Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dengan menginjeksikan Chemical (Polymer/ Alkaline Surfactant Polymer),Thermal (Steam), Miscible Gas (CO2 Injection).

Pada tahap Secondary dan EOR, umumnya ada fluida dari yg diinjeksikan ke dalam reservoir melalui sumur sumur injeksi. Untuk Primary recovery, minyak dapat diproduksikan hanya dengan mengandalkan mekanisme pendorong alam yg ada dalam reservoir.

RF (Recovery Factor) untuk primary recovery umumnya berkisar antara 5 20 % (tgt karakteristik reservoir dan fluidanya).

RF untuk secondary recovery umumnya berkisar antara 20 40 % (tgt karakteristik reservoir dan fluidanya). Perlu ditegaskan Artifical lift bisa dipakai pada tahap primary, secondary atau EOR. Pemilihan artificial lift mana yg akan dipakai tgt karakteristik reservoirnya

BAB III

SISTEM KERJA

Teknologi ini untuk meningkatkan laju produksi minyak dengan cara menginjeksikan compressed gas ke bagian ujung bawah dari tubing melalui annulus antara tubing dengan casing.

Perlu diingat, gas lift technology ini hanya dipasang pada sumur yang memproduksi sumur yang Rs nya rendah, yaitu sekitar 100-300, tidak untuk sumur yang memproduksi sumur dengan Rs 100000.

Sistem Sumur Gas Lift

1. Compressor Subsystem

a. Intake System

b. Outlet System

c. Choke

d. Pressure Gauge

e. Injection Rate Metering

2. Valve Subsystem

3. Wellbore Subsystem

a. Perforation Interval

b. Tubing Shoe

c. Packer

4. Wellhead Subsystem

a. Production Subsystem

i. Wellhead

ii. Production choke

iii. Pressure gauge

b. Injection Subsytem

i. Injection choke

5. Separator Subsystem

a. Separator

b. Manifold

c. Flow Metering