ESTIMASI KEDALAMAN TERBENTUKNYA SCALE DI …digilib.itb.ac.id/files/disk1/453/jbptitbpp-gdl-dimastaham-22604-1... · where the flow is taking place in two phases. For example, there

ESTIMASI KEDALAMAN TERBENTUKNYA SCALE DI DALAM SUMUR

PANAS BUMI DOMINASI AIR

TUGAS AKHIR

Oleh:

DIMAS TAHA MAULANA

NIM 12205062

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2010



TUGAS AKHIR

Oleh:

DIMAS TAHA MAULANA

NIM 12205062


mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK


PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2010



TUGAS AKHIR

Oleh:

DIMAS TAHA MAULANA

NIM 12205062


mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK


Disetujui oleh:

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal 5 Oktober 2010

_______________________

Ir. Nenny M. Saptadji, Ph.D

NIP. 19550801 198412 2 001

Estimasi kedalaman terbentuknya scale di dalam sumur panas bumi dominasi air 1

ESTIMASI KEDALAMAN TERBENTUKNYA SCALE DI DALAM SUMUR PANAS

BUMI DOMINASI AIR

Estimation of scale formed depth insite the water-dominated geothermal well

Oleh : Nenny Miryani Saptadji *, Dimas Taha Maulana **

Sari

Scaling, yaitu terbentuknya endapan padat, adalah masalah yang umum terjadi pada sumur panas bumi

khususnya sumur dominasi air sebagaimana terjadi pada beberapa sumur di awibengkok gunung salak yang

dikaji dalam tugas akhir ini. Scale yang terbentuk pada instalasi produksi sumur panas bumi dapat menyebabkan

penurunan produksi sumur, bahkan dapat menyebabkan berhentinya produksi. Oleh karena itu, pencegahan dan

penanganan masalah scaling sangat penting untuk diperhatikan.

Endapan dapat terbentuk dikarenakan adanya reaksi kimia oleh percampuran satu fluida panas bumi dengan

fluida panas bumi lain yang berbeda komposisinya, atau juga dapat disebabkan oleh perubahan sifat fisik fluida

dikarenakan perubahan tekanan dan temperatur yang menyebabkan perubahan kejenuhan zat-zat penyusun

fluida panas bumi. Titik kondisi tekanan dan temperatur tertentu dimana fluida panas bumi mulai terjadi

penguapan, atau mulai terjadi perubahan fasa dari satu fasa menjadi dua fasa, biasa disebut sebagai Flash Point.

Pada kondisi inilah zat-zat yang melebihi titik jenuhnya akan mengalami pengendapan. Dengan mengetahui

letak kedalaman titik uap atau flash point fluida panas bumi maka dapat diestimasi dimana letak scaling pertama

kali terjadi.

Letak kedalaman flash point dapat diketahui dengan melakukan penghitungan penurunan tekanan dari well head

ke dasar sumur hingga diperoleh kondisi temperatur saturasi fluida, yaitu temperatur dimana mulai terjadi aliran

dua fasa. Diantaranya adalah metoda Beggs & Brill, metoda Horrison-freeston, dan metoda Lockhart-Martinelli.

Pada studi kali ini korelasi yang digunakan adalah korelasi Beggs & Brill yang pada studi-studi sebelumnya

dianggap yang paling valid.

Kata kunci : scaling, penghitungan penurunan tekanan fluida dua fasa, metoda Beggs & Brill.

Abstract

Scaling is a common problem that occurs in geothermal wells, particularly wells dominance of water as occurs

in several wells in Mount salak awibengkok studied in this thesis. Scale formed on the installation of a

geothermal well production can cause a decrease in production wells, it can even lead to cessation of

production. Therefore, prevention and handling of scaling issues is very important to be attention.

Scale can be formed due to the chemical reaction by mixing a geothermal fluid with other geothermal fluid is

different compositions, or also can be caused by changes in fluid properties due to changes in pressure and

temperature cause changes in saturation of the substances making up the geothermal fluid. Substances making

up the geothermal fluid will experience a change in saturation due to reactions that occur in the process of

evaporation. The point of particular pressure and temperature conditions where the geothermal fluid

evaporation is taking place, or start a phase change from one phase into two phases, commonly referred to as

Flash Point. In these conditions the substances in excess of its saturation point will have precipitation. By

knowing the location of the depth of the steam point or flash point, the geothermal fluid can be estimated where

the scaling is the first time this has happened.

The location of the depth of the flash point can be determined by calculating the pressure drop from the well

head to the bottom of the well to achieve the conditions of fluid saturation temperature, that is the temperature

where the flow is taking place in two phases. For example, there are Beggs & Brill method, Horrison-freeston

method, and the Lockhart-Martinelli method. At this time studies used correlation is the correlation Beggs &

Brill, which in previous studies considered the most valid.

Key words: scaling, flash point, two-phase fluids pressure drop calculation, Beggs & Brill method.

*Dosen Teknik Perminyakan ITB

**Mahasiswa Teknik Perminyakan ITB


I. PENDAHULUAN

Pada studi yang dilakukan oleh Hidayatus

Sufyan4) terhadap sumur TM 1-5 Awibengkok

Gunung Salak, menunjukkan bahwa produksi

sumur mengalami penurunan yang cukup drastis,

hanya dalam 6 bulan produksi sudah turun

sebesar -197% (Gambar 1.1). Penurunan drastis

ini mengindikasikan adanya scale di dalam

lubang sumur. Untuk mengetahuinya maka

dilakukan pengujian Logging pada lubang sumur

dengan menggunakan sinker bar & scale catcher

tool, PTS survey, dan Downhole video. Dari hasil

pengujian tersebut ditemukan scale pada

kedalaman 3629 ft.

Dengan komposisi reservoir yang hampir sama,

ada kemungkinan scaling juga bisa terjadi pada

sumur yang lain. Untuk mempermudah

mengetahui perkiraan letak terjadinya scaling

maka perlu dikembangkan sebuah simulator.

Atas alasan itulah studi ini dilakukan untuk

membuat simulator yang dapat digunakan untuk

menguji sumur tanpa harus menggunakan alat

logging.

Studi ini dilakukan untuk beberapa tujuan, antara

lain:

1. Membuat simulator untuk menghitung

penurunan tekanan pada sumur panas bumi

untuk memprediksi titik mula terbentuknya

scaling.

2. Menguji sensitifitas simulator terhadap

perubahan tekanan, laju alir massa, dan

ukuran lubang sumur.

3. Memprediksi titik mula terjadinya scaling

pada sumur panas bumi TM 7-1, TM 7-2,

TM 7-3, TM 7-4, TM 7-5.

II. PEMBENTUKAN SCALE

Scale adalah padatan yang terbentuk dari

endapan kimia komponen penyusun fluida

panas bumi. Beberapa komponen penyusun

fluida panas bumi tersebut antara lain terdiri

dari7), Kation: Sodium (Na+), Potassium (K+),

Calcium (Ca2+), Magnesium (Mg2+), Barium

(Ba2+), Stronsium (Sr2+), Besi (Fe2+ or Fe3+);

Anion: Chloride (Cl-), Carbonate (CO32-) dan

Bicarbonate (HCO32-), Sulfate (SO4

2-); Gas

terlarut: Oxygen (O2), Carbon Dioxide (CO2),

Hydrogen Sulfide (H2S); dan komponen netral:

silika, bakteri yang terkandung, butiran yang

terlarut. Diantara komponen tersebut, yang

paling banyak jumlahnya adalah: Bicarbonate,

Sodium, Chloride, silica, dan, carbon dioxide.

Umumnya scale yang terbentuk dalam sumur

panas bumi adalah calcium cabonate, dengan

komponen penyusun calcium dan carbonate;

Amorphous Silica, yang terbentuk dari silica,

dan endapan mineral lainnya.

2.1 Terjadinya Scaling pada Sumur Panas

Bumi

Perubahan fasa fluida dari fasa cair karena

perubahan tekanan dan temperatur memicu

penurunan pH fluida. Reaksi yang terjadi pada

fluida ketika perubahan fasa tersebut adalah

sebagai berikut,

H2CO3 2H+ + CO32-

H2S 2H + S2-

Ca2+ + CO32- CaCO3↓

Me2+ + S2- MeS↓

(Me = Fe, Zn, Cu, dll)

Pada saat mencapai kondisi flash point, Asam

Karbonat akan terurai menjadi ion Hidrogen

yang berikatan dengan Oksigen membentuk uap

air, dan ion karbonat yang berikatan dengan ion

kalsium membentuk kalsium karbonat yang

kemudian mengendap dan tersementasi. Pada

kondisi itu pula, Hidrogen sulfida akan terurai

menjadi ion hirogen dan ion sulfida yang Ketika

berikatan dengan ion logam membentuk

endapan logam (Gambar 2.1). Endapan-endapan

tersebut kemudian akan tersementasi dan

membentuk kerak pada dinding sumur dan

menyebabkan penyempitan atau penyumbatan

pada sumur.

2.2 Jenis Scaling

Berdasarkan letak terbentuknya scaling

dibedakan menjadi 3 tipe: tipe pertama adalah

scaling yang terjadi pada lubang sumur, yang

menjadi bahasan dalam tugas akhir ini; tipe

yang kedua adalah scaling yang terjadi pada

peralatan permukaan. Umumnya jenis

endapannya adalah endapan amorphous silica,

calcium carbonate dan silica. Endapan terjadi

pada peralatan-peralatan dengan kecepatan alir

fluida yang rendah, misalnya pada separator dan

tanki; tipe yang ketiga adalah scaling yang

terjadi pada sumur injeksi, jenis endapan pada

tipe ini adalah endapan amorphous silica.


2.3 Metoda Penanggulangan Scaling

Terdapat empat prinsip penting dalam

mengatasi masalah scaling:

1. Membatasi konentrasi mineral penyebab

scalling dengan mencegah masuknya

mineral tersebut dalam sistem panas bumi.

2. Mempertahankan keasaman untuk mencegah

terbentuknya scale khususnya calcite.

3. Membuat desain produksi yang

memungkinkan tidak terbentuknya scale.

4. Menggunakan zat kimia untuk mencegah

reaksi pengendapan scale.

a) Mechanical Method

Metode ini adalah metode yang paling efektif

untuk membersihkan scale dan solid deposite.

Metode mekanik yang paling umum digunakan

adalah dengan menggunakan peralatan work

over drilling dengan menggunakan drillbit dan

scraper (Gambar 2.2). Walaupun metode ini

paling efektif namun beresiko tinggi karena

berpotensi merusak liner ketika pembersihan.

b) Chemical Scale Inhibitors

Adalah dengan menggunakan zat kimia yang

diinjeksikan pada dalam sumur untuk mencegah

terjadinya scalling (Gambar 2.3). Penggunakan

scale inhibitors dengan cara menginjeksikan ke

dalam sumur dengan tubing berukuran kecil

yang diinjeksikan terus-menerus dengan dosis

dan laju alir tertentu.

c) Acid Cleaning

Zat asam memiliki sifat korosif dan melarutkan.

Dengan sifat tersebut diharapkan dapat

melarutkan scale pada sumur biasanya untuk

calcium carbonate. Umumnya digunakan HCl

dengan campuran corrosion inhibitors untuk

mencegah terkorosinya liner akibat

meningkatnya pH oleh HCl. Reaksi pelarutan

calcium carbonate oleh HCl adalah sebagai

berikut, 2HCl + CaCO3 CaCl2 + H2CO3

III. SIFAT-SIFAT FLUIDA PANAS BUMI

Karakteristik aliran fluida di lubang sumur

selain ditentukan oleh kondisi geometris sumur

juga tergantung pula pada sifat fluidanya

sendiri. Dengan demikian untuk studi tentang

aliran fluida khususnya aliran fluida dalam

sumur, maka pengetahuan tentang sifat-sifat

fluida panas bumi sangat diperlukan.

Fluida utama panas bumi adalah air, oleh karena

itu pengetahuan yang diperlukan adalah tentang

sifat-sifat fluida air, terutama hubungannya

dengan temperatur dan tekanan. Perhitungan

sifat-sifat fluida dapat didekati dengan

menggunakan korelasi. Sifat-sifat fluida yang

diperlukan nilainya antara lain temperatur

saturasi, viskositas, densitas, dan enthalpy yang

didekati dengan korelasi persamaan polinomial

Tortike dan Farouq Ali6).

3.1 Temperature Saturasi

Tempertaur saturasi adalah temperatur pada

suatu tekanan tertentu dimana fluida mulai

berubah fasa. Pada tekanan 1 atmosfir air akan

mendidih pada temperatur 100oC, dengan

meningkatnya tekanan, maka titik didih akan

semakin besar pula. Temperatur saturasi adalah

fungsi dari tekanan, hubungan temperatur

saturasi dengan tekanan dapat dilihat pada

Gambar 3.1. Harga temperatur saturasi untuk

suatu tekanan tertentu dapat dilihat pada steam

table atau dapat didekati dengan persamaan

polinomial. Persamaan polinomial tersebut

hanya berlaku untuk range tekanan tertentu

yaitu, 0.611 kPa ≤ P ≤ 22.12 Mpa. Persamaan

tersebut adalah sebagai berikut:

Ts = 280.034 + 14.0856 ln P + 1.38075 ( ln P )2

– 0.101806 ( ln P )3 + 0.019017 ( ln P )4 (3.1)

Dimana, Ts adalah temperatur saturasi, K

(Kelvin); P adalah tekanan, kPa (kilo Pascal)

3.2 Densitas

Densitas atau rapat masa adalah masa persatuan

volume. Densitas masing-masing fasa uap dan

air berbeda-beda pada setiap tekanan dan

temperatur (Gambar 3.2). Besarnya densitas

fluida pada kondisi saturasi bisa diperoleh

dengan pesamaan polinomial sebagai berikut:

ρl = 3786.31 – 37.2487 T + 0.196246 T2 –

5.04708 x 10-4 T3 + 6.29368 x 10-7 T4 – 3.0848 x

10-9 T5 (3.2)

ρg = Exp [ -93.7072 + 0.833941 T – 0.00320809

T2 + 6.57652 x 10-6 T3 – 6.93747x10-9 T4 +

2.97203x10-12 T5 ] (3.3)

Dimana, ρl adalah densitas cairan, kg/m3; ρg

adalah densitas gas, kg/m3; T adalah temperatur,

K. Persamaan (3.2) berlaku untuk range

temperatur : 273.15 ≤ T ≤ 640 K. sedangkan


persamaan (3.3) untuk temperatur: 273.15 ≤ T ≤

645 K.

3.3 Enthalpy

Enthalpy adalah hasil penjumlahan dari energi

dalam dan energi yang dihasilkan oleh kerja

tekanan. Energi dalam adalah jumlah panas

persatuan massa yang terkandung di dalam

suatu material. Enthalpy uap adalah jumlah

enthalpy air pada kondisi saturasi ditambah

dengan panas pendidihan atau panas latent.

Hubungan enthalpy dengan tekanan dapat

dilihat pada Gambar 3.3. sedangkan besarnya

enthalpy dapat ditentukan dengan persamaan

polinomial berikut,

hf = 23665.2 - 366.232 T + 2.26952 T2 -

0.00730365 T3 + 1.30241x10-5T4 - 1.22103x10 -8

T5 + 4.70878x10-12 T6 (3.4)

hg = -22026.9 + 365.317 T – 2.25837 T2 +

0.00737420 T3 – 1.33437x10-5 T4 + 1.26913x10-

8T5 – 4.9688x10-12 T6 (3.5)

Dimana, hf adalah enthalpy cairan (kJ/kg); hg

adalah enthalpy uap (kJ/kg), T adalah

temperatur (oK). Persamaan (3.4) berlaku untuk

temperatur 273.15 ≤ T ≤ 645 K. sedangkan

persamaan (3.5) berlaku untuk temperatur

273.15 ≤ T ≤ 640 K.

3.4 Viskositas

viskositas adalah sifat fluida yang menunjukkan

besaran keengganan fluida untuk mengalir.

Viskositas ada dua jenis yaitu viskositas

dinamik (μ) dan viskositas kinematik (v).

Viskositas dinamik sangat dipengaruhi oleh

temperatur tetapi sedikit sekali dipengaruhi oleh

tekanan. Hubungan viskositas dinamik dengan

temperatur dapat dilihat pada Gambar 3.4.

besarnya viskositas dinamik fluida pada kondisi

saturasi bisa ditentukan dengan persamaan

polinomial sebagai berikut,

μl = -0.0123274 + 27.1038 T-1 - 23527.5 T-2 +

1.0425x107 T-3 - 2.17342x109 T-4 + 1.86935x

1011 T-5 (3.6)

μg= -5.46807x10-4 + 6.8949x10-6 T - 3.39999

x10-8 T2 + 8.29842x10 -11 T3 - 9.9706x10-14 T4 +

4.71914x10-17T5 (3.7)

Dimana, μl adalah viskositas cairan (kg/m.s); μg

adalah viskositas uap (kg/m.s); T adalah

temperatur (oK).

Persamaan (3.6) berlaku untuk temperatur

273.15 ≤ T ≤ 640 K. Sedangkan persamaan (3.7)

berlaku untuk 273.15 ≤ T ≤ 645 K.

3.5 Tegangan Permukaan

Tegangan permukaan adalah energi persatuan

luas yang dibutuhkan untuk tiap pertambahan

luas permukaan fluida (biasanya dinyatakan

dalam gaya persatuan panjang). Tegangan

permukaan tergantung pada unsur-unsur yang

terlarut pada air dan temperatur fluida,

sedangkan pengaruh dari tekanan terlalu kecil.

Harga tegangan permukaan untuk air pada suhu

tertentu dapat diperoleh dari tabel sifat-sifat

fisik fluida atau dengan persamaan:

σL = 0.2358 x 1.256

(3.8)

Dimana, σL adalah tegangan permukaan (N/m);

T temperatur (oC). Persamaan (3.8) berlaku

untuk temperatur 273.16 ≤ T ≤ 647.15 K.

3.6 Kualitas Uap

Kualitas uap atau dryness (x) didefinisikan

sebagai perbandingan antara laju masa fasa uap

dengan laju masa total. Kualitas uap suatu

campuran uap-air pada tekanan dan temperatur

saturasi bisa ditentukan apabila harga enthalpy

dari campuran tersebut dapat diketahui. Kualitas

uap atau dryness dapat dihitung dengan

menggunakan persamaan,

x = (3.9)

Dimana, h adalah enthalpy fluida (campuran

uap-air) dalam kJ/kg.

IV. ALIRAN FLUIDA DUA FASA

Fluida yang terproduksi dari sumur panas bumi

dapat berupa air seluruhnya, campuran dengan

sebagian besar air (water dominated), campuran

dengan sebagian besar uap (vapour/steam

dominated), atau uap seluruhnya tergantung dari

kondisi terperatur, tekanan, dan enthalphynya.

Pada temperatur tertentu, fluida bisa dalam

bentuk uap atau air seluruhnya, tergantung dari

besarnya tekanan, jika tekanan melebihi tekanan


saturasi, maka fluida dalam bentuk air.

Sedangkan dalam kondisi saturasi,

perbandingan jumlah air dan uap tergantung dari

entalphy-nya, jika entelphy mendekati entalphy

air, maka jumlah kandungan air semakin besar.

Jika fluida dalam bentuk air atau uap saja, maka

aliran fluida disebut aliran satu fasa. Jika fluida

dalam bentuk campuran antara air dan uap,

disebut aliran dua fasa.

Pengetahuan tentang jenis aliran dan

perbandingan jumlah uap-air sangat penting

dalam mempelajari kelakuan aliran fluida dalam

pipa, terutama untuk mempelajari penurunan

tekanan dalam pipa.

4.1 Pola Aliran

Pola aliran dua fasa uap dan air merupakan

penggambaran distribusi relatif antara uap dan

air yang bergerak secara serentak. Dari beberapa

pengamatan dan penelitian, secara garis besar

pola aliran campuran uap dan air dapat terjadi

dalam sistim aliran vertikal adalah bubble, slug,

transisi (churn), dan mist (Gambar 4.1).

Ada beberapa faktor yang menentukan kondisi

aliran fluida yang terjadi pada sistim panas bumi

diantaranya adalah rasio (perbandingan) antara

uap air dan air, serta diameter pipa yang

digunakan. Uap dan air mempunyai kecepatan

alir yang berbeda, sehingga terdapat slip antara

fluida dua fasa tersebut. Saat fluida mengalir ke

atas terjadi penurunan tekanan yang besarnya

ditentukan oleh friksi pada dinding pipa,

akselerasi, dan gaya gravitasi. Dengan semakin

turunnya tekanan, mulailah terbentuk

gelembung-gelembung dan terbentuklah pola

aliran dua fasa.

4.2 Korelasi Beggs & Brill3)

Perhitungan tekanan pada pipa vertikal dapat

didekati dengan berbagai persamaan korelasi

yang ada, diantaranya korelasi Beggs & Brill,

korelasi Horrison-freeston, Duns & Ros,

Hagedorn & Brown, dan korelasi Lockhart-

Martinelli1). Diantara korelasi tersebut

berdasarkan pengujian yang ada yang telah

dilakukan, korelasi Beggs & Brill dianggap

yang paling akurat. Oleh karena itu, dalam studi

kali ini, digunakan korelasi Beggs & Brill.

Beggs & Brill menggunakan besaran tak

berdimensi berikut ini sebagai parameter

korelasinya:

Liquid velocity number

lv = Vsl (4.1)

Froude Number

N fr = (4.2)

Homogeneous Liquid Holdup

(4.3)

Dimana,

Vsl = (4.4)

Vsg = (4.5)

Vm = Vsl + Vsg (4.6)

Vsl adalah kecepatan superficial air (m/s); Vsg

adalah kecepatan superficial uap air (m/s); Vm

adalah kecepatan fluida dua fasa (m/s); W

adalah laju alir masa fluida air dan uap (kg/s).

Beggs & Brill membagi pola aliran fluida atas

tiga pola aliran berikut,

1. Pola aliran Segregated, bila:

Nfr < L1

2. Pola aliran Distributed, bila:

Nfr > L1 dan Nfr > L2

3. Pola aliran Intermittent, bila:

L1 < Nfr < L2

Dimana,

L1 = Exp ( -4.62 – 3.757 K – 0.481 K2 – 0.207

K3 ) (4.7)

L2 = Exp ( 1.061 – 4.602 K – 1.609 K2 – 0.179

K3 + 0.635x10-3 K5 ) (4.8)

K = Ln ( λ ) (4.9)


Setelah itu dapat dihitung liquid holdup (Hl) dari

horizontal liquid holdup Hl(0) dan faktor

inklinasi, C.

Hl = Hl(0) Ψ (4.10)

Ψ = 1 + C ( sin(1.8 θ ) – 0.333 sin ( 1.8 θ )

(4.11)

Untuk aliran vertikal, θ = 90o, persamaan (4.11)

menjadi :

Ψ =1 + 0.3 C (4.12)

Dimana,

Hl(0) = (4.13)

C = ( 1-λL ) ln( α λLe Nlv

f Nfrg )

(4.14)

Untuk pola aliran Segregated,

A= 0.98; B= 0.4846; D= 0.0868

α= 0.011; e= -3.768; f= 3.539; g= -1.614

Untuk aliran Intermittent,

A= 0.845; B= 0.5351; D= 0.0173

α= 2.96; e= 0.305; f= -0.4473; g= 0.0978

Untuk aliran Distributed,

A= 1.065; B= 0.5824; D= 0.0609

(C= 0)

4.3 Gradien Tekanan karena Friksi

Gradien tekanan yang disebabkan adanya friksi

didefinisikan oleh Beggs & Brill sebagai

berikut,

(4.15)

Dimana ftp adalah faktor friksi untuk aliran dua

fasa, yang tidak tergantung pada sudut

inklinasinya, tetapi tergantung pada in-situ (atau

actual) dan liquid holdup-nya sebagai berikut,

(4.16)

Dimana,

(4.17)

Dan,

(4.18)

Untuk 1 < y < 1.2 persamaan (4.17) menjadi tak

hingga, maka S didefinisikan lagi sebagai:

S = ln(2.2y – 1.2 ) (4.19)

Sedangkan faktor friksi (fn) dievaluasi sebagai

friksi pada fasa tunggal menggunakan

persamaan Colebrook, dengan bilangan

Reynold-nya didefinisikan sebagai berikut:

(4.20)

Persamaan untuk menghitung faktor friksi

homogen ( Colebrook & White, 1939 ):

(4.21)

ε adalah kekasaran absolut pipa, bila tidak

tersedia data dapat diasumsikan harganya

sebesar 0.0006 ft atau 0.00018288 m. d adalah

diameter dalam pipa, ft atau meter.

Persamaan di atas adalah persamaan implisit,

sehingga untuk mencari harga fn harus dilakukan

dengan cara coba-coba (trial and error). Untuk

iterasi pertama harga faktor friksi anggapan (fa)

dihitung menggunakan persamaann Nikuradse

(1933 ) sebagai berikut,

(4.22)

Dari harga fa tersebut digunakan untuk

menentukan harga fn pada persamaan (4.21),

sampai diperoleh ketelitian sekitar :

(4.23)

4.4 Gradien Tekanan karena Percepatan

Gradien tekanan karena percepatan pada kondisi

aliran didekati dengan persamaan sebagai

berikut:


(4.24)

4.5 Gradien Tekanan karena Energi

Potensial

Gradien tekanan karena perubahan ketinggian

menjadi :

(4.25)

4.6 Gradien Tekanan Total

Gradien tekanan total merupakan gabungan

gradien tekanan sebagai pengaruh friksi, elevasi

(ketinggian), dan akselerasi (percepatan).

Bentuk persamaannya adalah sebagai berikut,

(4. 26)

P adalah tekanan dalam ( Pa )

4.7 Penghitungan Kehilangan Tekanan

Berikut ini adalah prosedur yang dilakukan pada

metode Beggs & Brill dalam penentuan

kehilangan tekanan. Diagram alirnya dapat

dilihat pada Gambar 4.2.

1. Memasukkan data kondisi awal (tekanan

kepala sumur, laju alir massa, enthalpy dan

geometri sumur)

2. Berdasarkan tekanan awal P1, perkirakan

harga ΔP.

3. Hitung tekanan rata-rata dengan persamaan

(4.27)

(4.27)

4. Hitung Ts dengan persamaan (3.1)

5. Menghitung enthalpy air (hl) dan enthalpy

uap (hg) dengan persamaan (3.4) dan (3.5).

6. Menentukan kadar uap atau dryness (X)

dengan menggunakan persamaan (3.9)

7. menghitung laju alir air (Wp) dan uap air

(Sp) pada kondisi tekanan rata-rata dari data

dryness menggunakan persamaan (4.28) dan

(4.29).

(4.28)

(4.29)

8. Menghitung kecepatan superficial air (Vsl)

dan uap air (Vsg), dan campuran (Vm)

dengan menggunakan persamaan (4.4), (4.5)

dan (4.6).

9. Menghitung densitas air dan uap air dengan

persamaan (3.2) dan (3.3).

10. Menghitung laju alir massa air (Gl), uap air

(Gs), dan campuran air-uap dengan

menggunakan persamaan (4.30), (4.31), dan

(4.32)

Gl = ρl Vsl (4.30)

Gs = ρs Vsg (4.31)

Gm = Gl + Gs (4.32)

11. Menghitung no-slip holdup (λ)

menggunakan persamaan (4.3).

12. Menghitung Nfr, Viskositas (μm), dan

tegangan permukaan (σ) dengan

menggunakan persamaan (4.33), (4.2), (3.6),

(3.7), dan (3.8).

μm = μl λ + μg (1-λ) (4.33)

13. Hitung Nre, dan Nlv dengan menggunakan

persamaan (4.20) dan (4.1).

14. Hitung L1 dan L2 dengan menggunakan

persamaan (4.7), dan (4.8)

15. Tentukan pola aliran berdasarkan nilai L1, L2

dan Nfr.

16. Hitung vertical liquid holdup (Hl)

menggunakan persamaan (4.10).

17. Hitung densitas dua fasa (ρtp) menggunakan

persamaan (4.34).

ρtp = ρl Hl + ρg ( 1-Hl ) (4.34)

18. Hitung faktor gesekan dua fasa ( ftp ) dengan

menggunakan persaman (4.16).

19. Hitung dengan menggunakan persamaan

(4.25).

20. Bila ΔP yang diperolah pada langkah 19

tidak sama dengan nilai perkiraan di langkah

2, maka gunakan ΔP yang diperoleh pada

langkah 19 sebagai anggapan baru pada

langkah 2, ulangi perhitungan hingga

diperoleh ΔP yang sama atau hampir sama.

V. SIMULATOR KEHILANGAN

TEKANAN

Simulator yang digunakan untuk menentukan

kehilangan tekanan di lubang sumur pada studi

ini adalah berupa simulator analitis, yaitu

dengan menggunakan persamaan matematis

berupa korelasi. Dalam simulator ini digunakan

korelasi Beggs & Brill untuk mendapatkan suatu

harga tekanan, temperatur, frkasi uap, dan


enthalpy penguapan terhadap selang kedalaman

tertentu. Korelasi ini dapat digunakan untuk

menjelaskan kehilangan tekanan dari dasar

sumur ke kepala sumur. Fluida yang digunakan

dalam korelasi ini dianggap sebagai air murni

atau uap air murni tanpa padatan atau larutan

garam serta gas yang tidak dapat terkondensasi.

Sedangkan sifat-sifat fluida seperti densitas,

viskositas, tempertaur, enthalpy, dan tegangan

permukaan air dan uap air didekati dengan

korelasi Tortike & Farouq Ali6) (1989).

Beberapa asumsi lain yang digunakan dalam

simulator ini antara lain:

1. Inflow hanya terjadi di dasar sumur saja,

tidak ada fluida yang masuk dari dinding

sumur.

2. Tidak ada perpindahan dan kehilangan panas

selama fluida mengalir di dalam sumur.

3. Aliran mengikuti rumus Darcy, dan

distribusi karakter reservoir (permeabilitas,

ketebalan, porositas) seragam.

5.1 Masukan dan Keluaran

Simulator yang dibuat dalam studi ini

dimaksudkan untuk mempermudah

penghitungan kehilangan tekanan pada sumur

vertikal yang panjang dan memerlukan iterasi

berulang-ulang. Simulator dibuat dalam

program Macroexcel dengan bahasa visual

basic.

Data yang diperlukan untuk menjalankan

simulator adalah (Gambar 5.1):

1. Geometri sumur: kedalaman dan ukuran

casing dan liner dalam meter ; dan kekasaran

dinding (rougness).

2. Tekanan kepala sumur (bara).

3. Laju alir Massa (kg/s).

4. Enthalpy produksi (kJ/kg)

5. Selang kedalaman (ft)

Data keluaran dari simulator berupa data hasil

penghitungan tekanan. Data keluarannya berupa

data perkedalaman yaitu data (Gambar 5.2):

1. Tekanan (bara)

2. Dryness (X)

3. Enthalpy (kJ/kg)

4. Pola aliran

Dengan diperolehnya data keluaran dryness (X)

perkedalaman, maka dapat diketahui pada

kedalaman berapa perubahan fasa fluida mulai

terjadi. Selanjutnya dapat diperkirakan pada

kedalaman berapa scale mulai terbentuk.

5.2 Penyelarasan Simulator

Simulator yang telah dibuat harus divalidasi

dengan data lapangan dengan tujuan untuk

mendapatkan keakuratan simulator. Data

lapangan yang digunakan adalah data sumur

panas bumi TM 1-5, awibengkok gunung salak

yang sebelumnya telah dianalisa keberadaan

scaling oleh Hidayatus Sufyan (2009). Untuk

memperoleh keselarasan dengan dengan data

lapangan, parameter simulator yang diubah

adalah faktor friksi laminer (ε).

5.3 Pengujian sensitifitas Simulator

Setelah simulator dianggap cukup valid untuk

diaplikasikan di lapangan, selanjutnya simulator

digunakan untuk mempelajari perubahan

perilaku sumur untuk berbagai kondisi atau uji

sensitivitas.

Beberapa parameter yang diubah adalah:

tekanan kepala sumur, ukuran casing, dan laju

alir massa, yang akan dipelajari pengaruhnya

terhadap perubahan kedalaman Flash Point.

Tekanan kepala sumur yang diuji perbedaan

pengaruhnya adalah 9 bara, 8 bara, 7 bara, dan 6

bara; untuk ukuran casing digunakan jenis

sumur standart dan bighole; sedangkan untuk

laju alir masa digunakan 40 kg/s, 50 kg/s, 60

kg/s,70 kg/s, 80 kg/s,dan 100 kg/s.

5.4 Studi Kasus Sumur

Tujuan pembuatan simulator ini adalah untuk

mengetahui tekanan, temperatur, dryness

perkedalaman tanpa harus melakukan pengujian

sumur secara langsung. Setelah dianggap cukup

valid, simulator ini akan digunakan untuk

mengetahui informasi-informasi sumur seperti

yang telah disebutkan diatas. Data yang

diperoleh tersebut kemudian akan digunakan

untuk menentukan rekomendasi optimasi dan

penanganan masalah sumur.

Sumur yang diuji dalam studi ini adalah sumur

TM 7-1, TM 7-2, TM, 7-3, TM 7-4, dan TM 7-

5.

VI. PEMBAHASAN

Untuk menyempurnakan simulator yang telah

dibuat, perlu dilakukan penyelarasan. Parameter

yang diubah-ubah untuk mendapatkan

keselarasan dengan data lapangan adalah

parameter rougness (ε) atau kekasaran pipa.

Dari tabel 6.1 terlihat bahwa nilai ε untuk


menghasilkan keluaran program yang paling

mendekati dengan kondisi lapangan adalah yang

bernilai 0,00003 m, dimana besarnya kedalaman

Flash point keluaran pogram adalah 3625,3 m

sedangkan data lapangan sebesar 3629 m. Nilai

ε ini masih dibawah nilai ε asumsi untuk pipa

standar yaitu yang sebesar 0,00018288 m, hal

ini dikarenakan pada saat dilakukan pengujian

kondisi pipa sudah tidak seperti kondisi awal

pipa.

Untuk mendapatkan pengetahuan tentang

hubungan antar parameter sumur, dilakukan

pengujian sensitifitas terhadap simulator.

Sensifitas yang diuji adalah pengaruh perubahan

tekanan sumur terhadap kedalaman flash point,

pengaruh jenis kombinasi ukuran diameter

sumur terhadap kedalaman flash point, dan

pengaruh perubahan besarnya laju massa alir

terhadap kedalaman flash point.

Dari hasil pengujian parameter tekanan kepala

sumur (Gambar 6.1) menunjukkan bahwa

semakin besar tekanan kepala sumur akan

semakin dalam letak flash point. Hal ini

dikarenakan semakin besar tekanan maka akan

semakin panjang penurunan tekanan hingga

sampai pada tekanan saturasinya.

Dari hasil pengujian untuk jenis kombinasi

ukuran lubang sumur (Gambar 6.2) diperoleh

pengetahuan bahwa sumur bighole

menghasilkan kedalaman flash point yang lebih

dalam dari pada sumur standart, hal ini

dikarenakan semakin besar ukuran lubang

sumur maka akan semakin kecil kehilangan

tekanan akibat friksi. Kombinasi sumur standar

adalah 13 3/8’, 9 5/8’, dan 7’, sedangkan untuk

bighole adalah 20’, 13 3/8’, dan 9’.

Dari hasil pengujian terhadap perubahan laju

alir massa, ditemukan bahwa pada sumur akan

optimal (kedalaman flash point paling besar)

pada laju alir massa tertentu. Dalam kasus ini

(Gambar 6.3) besarnya laju alir massa optimum

adalah diperkirakan sebesar 60 kg/s.

Dari hasil pengujian lapangan diperoleh

informasi bahwa untuk sumur TM 7-1 tidak

terjadi flashing di dalam lubang sumur (Gambar

6.4), artinya aliran dua fasa sudah terjadi sejak

di reservoir, hal ini memberikan kemungkinan

terjadinya scaling di dalam lubang sumur

semakin kecil. Pada sumur TM 7-2 terjadi

flashing pada kedalaman 600 meter (Gambar

6.5), sehingga dimungkinkan terjadi scaling

diatas kedalaman tersebut. Pada sumur TM 7-3

terjadi flashing pada kedalaman 550 meter

(Gambar 6.6), sehingga dimungkinkan

terjadinya scaling diatas kedalaman tersebut.

Pada sumur TM 7-4 terjadi flashing pada

kedalaman 850 meter (Gambar 6.7), sehingga

dimungkinkan terjadi scaling diatas kedalaman

tersebut. Pada sumur TM 7-5 terjadi flashing

pada kedalaman 850 meter (Gambar 6.8)

sehingga dimungkinkan terjadi scaling diatas

kedalaman tersebut.

VII. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

1. Simulator dibuat dengan menggunakan

program Macroexcel dengan bahasa visual

basic, dengan menggunakan korelasi Beggs

& Brill.

2. Simulator yang dibuat dalam studi cukup

valid untuk digunakan untuk pengujian

lapangan.

3. Setelah dilakukan pengujian sensitifitas,

diperoleh kesimpulan sebagai berikut;

a. Semakin besar tekanan kepala sumur,

maka semakin dalam kedalaman

terjadinya flashing.

b. Semakin besar ukuran lubang sumur,

semakin dalam letak kedalaman flash

point.

c. Pada setiap sumur terdapat nilai laju

alir massa optimum untuk letak flash

point yang terdalam.

4. Nilai kekasaran lubang sumur tidak bisa

dipastikan dalam studi ini karena kondisi

sumur yang sudah berbeda dengan kondisi

awal.

5. Pada sumur TM 7-1 tidak terjadi flashing di

dalam lubang sumur, sehingga kecil

kemungkinan terjadi scaling pada lubang

sumur. Sedangkan pada sumur TM 7-2, TM

7-3, TM 7-4, TM 7-5 terjadi flashing di

dalam sumur yang memungkinkan

terjadinya scaling di dalam sumur.

6.2 Saran

1. Menyempurnakan simulator dengan

melakukan penyelarasan dengan

menggunakan hasil simulator lain yang ada

yang telah digunakan di lapangan.

2. Penyempurnaan simulator dengan

memperhitungkan aliran satu fasa.

3. Melakukan pengujian sumur dengan

tekanan kepala sumur yang berbeda, untuk

mendapatkan perubahan kedalaman

terbentuknya scale terhadap perubahan

tekanan kepala sumur.


VIII. DAFTAR NOTASI

Ts = Tekanan Saturasi, Kelvin

P = Tekanan, kPa

ρl = densitas cairan, kg/m3

ρg = densitas gas, kg/m3

hf = enthalpy cairan, kJ/kg

hg = enthalpy uap, kJ/kg

h = enthalphy fluida, kJ/kg

μl = viskositas cairan, kg/m.s.

μg = viskositas uap, kg/m.s.

σL = tegangan permukaan, N/m

X = Dryness, fraksi

lv = liquid velocity number

N fr = Froude Number

= homogeneous Liquid Holdup Vsl = kecepatan superficial air, m/s

Vsg = kecepatan superficial uap air, m/s

Vm = kecepatan fluida dua fasa,

W = laju alir masa fluida air dan uap, kg/s

Hl = liquid holdup

Hl(0) = horizontal liquid holdup

C = faktor inklinasi

ftp = faktor friksi untuk aliran dua fasa

Nre = bilangan Reynould.

IX. REFERENSI

1. Miryani, N. 2008. “ Diktat Kuliah Teknik

Panas Bumi”. Bandung : Jurusan Teknik

Perminyakan ITB.

2. Ashat, A.M. 1997. “ Pembuatan simulator

untuk Perhitungan Kehilangan Tekanan

pada Pipa Alir Dua Fasa Panas Bumi.”

Tugas Akhir Sarjana. Bandung : Jurusan

Teknik Perminyakan ITB.

3. Soendaroe, Achmad. 1997. “ Peramalan

Kinerja Sumur Panas Bumi Berdiameter

Besar”. Tugas Akhir Sarjana. Bandung :

Jurusan Teknik Perminyakan ITB.

4. Syufyan, Hidayatus. 2009. “ scaling

problem in AWI 1-5 geothermal well “.

Laporan Kerja Praktek. Bandung : Jurusan

Teknik Perminyakan ITB.

5. Ejiogu, G.C and M. Fiori. 1987. “ High-

Pressure Saturated-Steam Correlations “.

SPE Annual Technical Conference. New

Orleans.

6. Tortike, W.S. and Farouq Ali S.M. 1989. “

Saturated-Steam-Property Functional

Correlations for Fully Implicit Thermal

Reservoir Simulation.” SPE Publication.

University Of Alberta.

7. Siega, Farrel.L, Edwin B. Herras and

Balbino C. Buning. 2005. “ Calcite Scale

Inhibition : The Case of Mahanagdong

Wells in Leyte geothermal Production Field,

Philippines.” World Geothermal Congress.

Makati City : PNOC-Energy development

Corporation.

8. BJ/Leonard, R., 2007. “ Solubility Test of

Scale Sample From TM 1-5 Well.” BJ

Laboratory Report S-028-04-07-Chevron-

TM 1-5-Sol dated April 17, 2007.

9. BJ/Royce, T., 2007. “ Solubility Test of

Scale Sample From TM 1-5 Well.” BJ

Laboratory Report S-020-03-07-Chevron-

TM 1-5-Sol dated March 28, 2007

10. Proceedings World Geothermal Congress

2005 Antalya, Turkey, 24-29 April 2005. “

Review of Corrosion and Scaling Problems

in Cerro Prieto Geothermal Field over 31

Years of Commercial Operations”

11. Tassew, Merga. 2001. “ Effect of Solid

Deposition on Geothermal Utilization and

Methods of Control ”. Geothermal Training

Programme. Ethiopia : Ethiopian Elektric

Power Corporation.


Tabel 6.1 Rougnees Penyelarasan.

Gambar 1.1 Sejarah Produksi Sumur TM 1-54)

Gambar 2.1. Terjadinya scaling pada sumur panas

bumi4)

Gambar 2.2. Peralatan Drillbit dan Scraper11)

Gambar 2.3. Chemical Scale Inhibitors11)

Gambar 3.1 Termperatur Saturasi sebagai Fungsi

Tekanan2)

ε h ( ft )

0,00003 3625,3

0,00005 3608,9

0,0001 3559,7

0,00018288 3510,5

0,0002 3510,5

0,0004 3428,5

0,0006 3379,3

0,0008 3330,1


Gambar 3.2 Densitas Uap dan Air sebagai fungsi

tekanan2)

Gambar 3.3 Enthalpy Air dan Uap sebagai Fungsi

Tekanan2)

Gambar 3.4 Viskositas Dinamik sebagai Fungsi

Temperatur2)

Gambar 4.1 Empat pola aliran pada aliran dua fasa

vertikal1)


Gambar 4.2 Diagram Alir Perhitungan Kehilangan Tekanan3)


Gambar 5.1 Data Masukan Simulator

Gambar 5.2 Contoh Data Keluaran

Simulator

Gambar 6.1 Pengaruh Tekanan Kepala Sumur

terhadap Kedalaman Flash Point.

Gambar 6.2 Pengaruh Jenis Kombinasi Ukuran

Sumur terhadap Kedalaman Flash Point.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

-0.1 0 0.1 0.2 0.3

ked

alam

an (

m )

dryness

WHP 9 bara

WHP 8 bara

WHP 7 Bara

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

-0.1 0 0.1 0.2 0.3

ked

alam

an (

m )

dryness

sumur standar

sumur bighole


Gambar 6.3 Pengaruh Besarnya Laju Alir terhadap

Kedalaman Flash Point.

Gambar 6.4 hasil Uji Sumur TM 7-1.

Gambar 6.5 Hasil Uji Sumur TM 7-2.


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 100 200

ked

alam

an (

m )

Laju Alir (kg/s)

laju alir massa vs kedalaman flash point

Poly. (laju alir massa vs kedalaman flash point)

0

200

400

600

800

1000

1200

0 0.2 0.4

ked

alam

an (

m )

dryness

TM 7-1

WHP 17 bara

WHP 11 bara

0

200

400

600

800

1000

1200

-0.1 0 0.1 0.2

ked

alam

an (

m )

dryness

TM 7-2

WHP 16 bara

WHP 10 bara

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

-0.1 0 0.1 0.2

ked

alam

an (

m )

dryness

TM 7-3

WHP 16 bara

whp 10 bara


Gambar 6.7 Hasil Uji Sumur TM 7-4


0200400600800

10001200140016001800

-0.1 0 0.1 0.2

ked

alam

an (

m )

dryness

TM 7-4

WHP 14 bara

WHP 8 bara

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

-0.1 0 0.1 0.2

ked

alam

an (

m )

drynessTM 7-5

WHP 17 bara

WHP 11 bara

ESTIMASI KEDALAMAN TERBENTUKNYA SCALE DI …digilib.itb.ac.id/files/disk1/453/jbptitbpp-gdl-dimastaham-22604-1... · where the flow is taking place in two phases. For example, there

Documents