Perlunya Kuliah Optimisasi Bagi Mahasiswa TM

Optimization merupakan suatu istilah dalam bahasa Inggris yang berarti penentuan suatu nilai parameter untuk memaksimalkan/meminimalkan nilai suatu fungsi tujuan (objective function). Saya belum menemukan padanan kata yang tepat untuk istilah optimization ini. Saya masih bingung, istilah mana yang lebih pas, apakah optimasi, optimisasi, atau optimalisasi. Tapi jika dianalogikan dengan istilah organization yang diserap menjadi organisasi, istilah optimization lebih pas untuk diserap sebagai istilah optimisasi. Optimisasi ini merupakan makanan sehari-hari seorang insinyur, apapun bidangnya. Optimisasi dilakukan ketika adanya batasan-batasan yang dijumpai oleh seorang insinyur ketika akan memaksimalkan manfaat yang bisa didapat dari sistem yang dimilikinya. Sebagai contoh, seorang insinyur dihadapkan dengan suatu mobil yang memiliki spesifikasi tertentu. Mobil ini akan digunakan untuk memindahkan sejumlah barang. Sang insinyur diperintahkan untuk menentukan, berapa kecepatan mobil, jumlah barang yang diangkut sekali jalan, dan berapa kali barang harus diangkut, agar menghasilkan pengeluaran bensin yang paling kecil, atau mungkin untuk menghasilkan biaya yang paling kecil. Kecepatan mobil, kapasitas mobil, dan biaya tentunya terbatas. Proses penentuan parameter berupa penentuan kecepatan mobil yang diinginkan dsb disebut sebagai optimisasi. Pengeluaran bensin atau biaya pengangkutan disebut sebagai fungsi tujuan (objective function), dan parameter yang menghasilkan fungsi tujuan minimum/maksimum disebut parameter optimum.

Manfaat Kuliah Lingkungan Bagi Mahasiswa ITB

Sejak diberlakukannya kurikulum 2008 di ITB, tiap program studi diwajibkan untuk menyelenggarakan mata kuliah tentang lingkungan bagi mahasiswanya sebanyak 3 sks. Hal ini berlaku pula pada program studiku. Namun, berhubung di Teknik Perminyakan kekurangan dosen dan tidak ada mata kuliah tentang lingkungan, para mahasiswa dipersilakan untuk mengambil mata kuliah tersebut di jurusan lain, yaitu di Teknik Lingkungan. Aku sendiri mengambil mata kuliah tentang lingkungan pada semester genap 2009-2010. Mata kuliah yang kuambil adalah rekayasa lingkungan.

Retention Time

Disarikan dari asistensi kuliah Pengolahan Lapangan dan Transportasi pada tanggal 11 Februari 2009, oleh Garry dkk.

Retention time adalah waktu minimal yang diperlukan oleh campuran fluida untuk memisah secara gravitasi di dalam suatu tanki, dalam hal ini adalah separator.

Untuk itu, retention time dapat juga diartikan sebagai waktu yang paling lama yang dialami oleh suatu droplet untuk dapat keluar dari continuous phase yang berbeda fasa yang ada di sekitarnya. Artinya, retention time ditentukan oleh droplet yang memiliki terminal velocity paling lambat. Logikanya begini, kalau yang paling lambat sudah berhasil memisah, berarti yang lain juga sudah terpisah.

Berdasarkan persamaan settling dan rising :

Settling

Rising

(formulanya lupa bawa, sorry ^_^)

Pada kondisi laminar, C_D = 24/Re

Dari kedua persamaan di atas, terlihat bahwa kecepatan terminal yang paling kecil dimiliki oleh bubble gas yang mengalami rising, dengan ukuran bubble yang paling kecil.

Jika ukuran droplet yang paling kecil dan mengalami rising dapat diketahui, maka retention time dapat dihitung dengan rumus :

Retention time = H/V_t

Dengan H adalah panjangnya continuous phase yang harus dilalui oleh bubble yang paling kecil sehingga dapat bergabung dengan kawan-kawannya sesama kaum gas, yang ada di atas minyak. Ilustrasinya adalah sebagai berikut:

Solusi analitik Persamaan Difusivitas Radial (Kondisi Infinite Acting)

Disarikan dari kuliah Teknik Reservoir II tanggal 10 Februari 2009

Kondisi infinite acting adalah kondisi ketika reservoir seakan-akan tidak terbatas, artinya efek dari batas reservoir belum dirasakan/ transien tekanan belum mencapai batas reservoir. Jika digambarkan adalah sebagai berikut.

Untuk menentukan solusi persamaan difusivitas radial, perlu didefinisikan terlebih dahulu suatu variabel yang tak berdimensi, yaitu :

Dimensionless pressure, P_D = kh(Pi-P)/(α₂qµB)

Dimensionless time, t_D = α₁ kt/(��µCt r_w²)

Dimensionless drainage radius, r_eD = r_e/r_w

Dimensionless radius, r_D = r/r_w

Jika persamaan difusivitas radial dinyatakan dalam parameter tak berdimensi, menjadi :

Terdapat dua macam asumsi yang digunakan untuk menentukan solusi dari persamaan difusivitas radial pada kondisi infinite acting, yaitu :

• 
  
  Mengasumsikan sumur sebagai suatu garis, artinya jari-jari sumur  0. Solusinya disebut line source solution.

Pada kondisi ini :

Initial Condition : P_D(r_D,0)=0

Outer boundary condition : P_D(r_D∞, t_D) = 0

Inner boundary condition : (r_D*∂P_D/∂r_D)= - 1, r_D0

Dengan berbagai operasi matematika, dan dengan memperhatikan initial condition dan boundary condition, didapatlah solusi sebagai berikut, yang masih dalam ruang laplace, dan harus dilakukan invers untuk mendapatkan solusi yang real :

K₀ adalah modified Bessel function of first kind

• 
  
  Sumur memiliki dimensi, artinya jari-jari sumur finite. Disebut cylindrical source solution.

Initial Condition : P_D(r_D,0)=0

Outer boundary condition : P_D(r_D∞, t_D) = 0

Inner boundary condition : (r_D*∂P_D/∂r_D)= - 1, r_D1

Solusinya adalah :

Dengan K1 adalah modified Bessel function of second kind

Gas Lift Operation (1)

Disarikan dari kuliah Artificial Lift tanggal 10 Februari 2009

Kategori sumur produksi:

• 
  
  Hi productivity index (PI), hi bottomhole pressure (BHP)
• 
  
  Hi PI, low BHP
• 
  
  Low PI, hi BHP
• 
  
  Low PI, low BHP

Suatu PI dikatakan tinggi jika >0.5 stb/day-psi dan rendah jika ≤0.5 stb/day-psi. Sedangkan kriteria BHP yang tinggi yaitu jika static BHP dapat men-support ≥70 % kolom fluida di dalam sumur, dan rendah jika static BHP men-support <40>

Dari segi operasionalnya, metode gas lift dibagi menjadi 2:

• 
  
  Continuous gas lift : gas diinjeksikan secara kontinu ke dalam tubing lewat annulus. Metode ini biasa dilaksanakan pada saat tekanan reservoir masih tinggi dan pada sumur dengan PI yang tinggi pula. Metode ini prosedurnya lebih mudah dilakukan karena tidak perlu dilakukan pengaturan time cycling.
• 
  
  Intermittent gas lift : gas diinjeksikan secara periodik ke dalam tubing. Metode ini dilakukan pada saat tekanan reservoir sudah mulai turun, dan juga pada sumur dengan PI yang rendah.

Dalam memilih metode gas lift yang akan dilakukan harus diperhitungkan berbagai aspek, mulai dari ketersediaan gas, biaya, rate yang dihasilkan, dll.

Dalam melakukan perencanaan sumur gas lift, perlu dilakukan hal-hal berikut:

• 
  
  Liquid flow analysis : berapa rate yang akan dihasilkan dengan dilakukannya gas lift ini. Ini disebut sebagai gas lift potential.
• 
  
  Gas flow analysis : berkaitan dengan berapa jumlah gas yang harus diinjeksikan.
• 
  
  Unloading process analysis : berkaitan dengan peletakan/spacing subsurface valve.
• 
  
  Valve characteristic analysis : berkaitan dengan pemilihan subsurface valve.
• 
  
  Installation design.

1. 
   
   Evaluation of gas lift potential

Untuk mengetahui gas lift potential, dapat dilakukan Nodal Analysis dengan menambahkan valve dan gas input pada tubing.

GLR _{di atas node} = GLR _injection + GLR _formation

GLR _injection = q_{injection gas}/q_liquid

Nodal Analysis :

Pwf - pressure drop below node = Pwh + pressure drop upside of node

dP di bawah node = f(q, GLR formasi, dll)

dP di atas node = f(q, GLR total, dll)

berdasarkan ketersediaan gas, yaitu unlimited dan limited, analisis untuk penentuan jumlah gas yang harus diinjeksikan agar diperoleh hasil yang maksimal adalah :

• 
  
  Jika jumlah gas tidak terbatas. Hal ini bisa terjadi pada lapangan yang memproduksi gas dalam jumlah besar. Untuk mengetahui jumlah gas yang optimal, dapat dilakukan nodal analysis yang digambarkan pada grafik di bawah ini

Jika q operasional diplot terhadap GLR(total, yaitu GLR di atas injection valve), didapat grafik di bawah ini :

Akan didapat nilai GLR optimum. Jika jumlah gas tidak terbatas, artinya kita bebas menggunakan gas dalam jumlah berapapun, jumlah gas yang harus diinjeksikan dapat dihitung dengan cara di bawah ini :

GLR injeksi = GLR total – GLR formasi

q injeksi = GLR injeksi * q liquid.

• 
  
  Jika jumlah gas terbatas, rumus yang dapat dipakai adalah :

GLR total = GLR formasi + (q_injeksi/q liquid)

Untuk menentukan q liquid yang dihasilkan dengan jumlah gas yang ada, perlu dilakukan trial and error, karena berdasarkan grafik GLR vs q di atas, q adalah f(GLR), sedangkan pada rumus di atas, ada dua parameter yang belum diketahui, yaitu GLR total dan q liquid itu sendiri.

• 
  
  Gas Flow Requirements (outflow from compressor)

Pada kondisi lapangan, umumnya satu kompresor harus dapat mensuplai kebutuhan gas untuk lebih dari satu sumur gas lift, bahkan hingga puluhan. Untuk mengetahui jumlah gas yang harus dikeluarkan dari kompresor adalah jumlah dari semua kebutuhan sumur gas lift yang ada pada kondisi puncak operasi ditambahkan dengan safety factor sebesar 5 %.

Persamaan Difusivitas Radial Untuk Aliran Multifasa dan Fluida Kompresibel

TeknTulisan ini disarikan dari kuliah Teknik Reservoir II yang diasuh oleh Mas Asep a.k.a Dr.Ir. Asep Kurnia Permadi, pada tanggal 9 Februari 2009 + slide dari Mas DA a.k.a Dr.Ir.Doddy Abdassah.

Pada kuliah sebelumnya, telah dijelaskan mengenai penyusunan persamaan difusivitas radial untuk fluida slightly compressible, yang disusun berdasarkan 3 persamaan:

• 
  
  Persamaan kontinuitas
• 
  
  Persamaan Darcy (Equation of Motion)
• 
  
  Persamaan Keadaan (Equation of State)

Dan dengan memasukkan berbagai asumsi, meliputi:

• 
  
  Aliran laminar
• 
  
  Fluida slightly compressible
• 
  
  Aliran yang terjadi radial cylindrical
• 
  
  Media aliran homogen, isotropic
• 
  
  Dll

Didapatlah persamaan difusivitas radial sebagai berikut:

Kemudian, bagaimana jika yang mengalir adalah fluida multifasa, ataupun fluida kompresibel (gas)?

Aliran Multifasa

Menurut Martin, persamaan aliran untuk aliran 3 fasa di dalam media berpori, dengan mengabaikan efek gravitasi dan kompresibilitas batuan adalah sebagai berikut :

Dengan melakukan manipulasi matematis, meliputi product rule dan chain rule, dengan mempertimbangan :

Permeabilitas relatif(k) = fungsi saturasi(S)

Saturasi(S), viskositas(µ), faktor volume(β), gas liquid ratio(R ) = fungsi tekanan

didapatlah persamaan berikut:

dengan asumsi bahwa perubahan tekanan dan saturasi terhadap lokasi kecil, maka nilai – nilai ∇P.∇P, ∇P.∇S_o, dan ∇P.∇S_w dapat diabaikan.

Dengan asumsi di atas, maka persamaan (4), (5), dan (6) menjadi :

Dengan eliminasi ∇²P dari persamaan (7), (8), dan (9) akan diperoleh sistem ODP sebagai berikut:

Di mana tanda aksen menyatakan derivatif terhadap P, Ct adalah kompresibilitas total, dan λ adalah perjumlahan dari mobilitas tiap fasa fluida, dengan:

Dengan mengkombinasikan persamaan (10) dan (11), didapat :

yang bentuknya mirip dengan persamaan difusivitas untuk fluida slightly compressible, oleh karena itu dapat diselesaikan dengan metode yang sama untuk mencari solusi pada persamaan difusivitas untuk fluida slightly compressible.

Aliran Compressible Fluid

Untuk mendapatkan persamaan difusivitas untuk aliran compressible fluid sebenarnya sama saja dengan slightly compressible fluid. Hanya saja persamaan yang dihasilkan adalah nonlinear, sebab koefisien dalam persamaan difusivitas tersebut adalah fungsi (strong function) dari dependent variable. Dalam hal ini, yang menjadi koefisien adalah kompresibilitas dan viskositas, sedangkan dependent variable-nya adalah tekanan. Agar persamaan ini dapat diselesaikan, perlu dilakukan suatu linearisasi. Salah satunya adalah dengan mengumpulkan variabel-variable yang merupakan fungsi tekanan, dengan tekanan itu sendiri, sehingga didapatkan variable baru, yang berfungsi sebagai dependent variable untuk menggantikan tekanan, yang telah mencakup semua parameter yang merupakan fungsi dari tekanan. contohnya adalah pseudopressure, yang didefinisikan sebagai berikut :

Dengan menerapkan pseudopressure, persamaan difusivitas menjadi linear, dan dapat ditentukan solusinya.

Ringkasan Kuliah Bor II, Minggu ke-2

Tulisan ini disarikan dari kuliah Teknik Operasi Pemboran II, yang diasuh oleh mas Rudi a.k.a Dr.Ir. Rudi Rubiandini R.S. pada tanggal 9 Februari 2009. Mas Rudi ini termasuk salah satu dosen terbaik yang dimiliki oleh Teknik Perminyakan ITB.

Perlu diketahui, bahwasanya pola mengajar beliau termasuk unik, yaitu begitu beliau masuk langsung bilang,”silakan”. Maksudnya adalah mempersilakan mahasiswa untuk mengajukan pertanyaan, dan materi kuliah yang beliau sampaikan adalah berdasarkan pertanyaan yang disampaikan oleh mahasiswa. Dan yang menarik juga, apabila tidak ada pertanyaan, kuliahnya selesai walaupun baru berlangsung 15 menit.

Konsekuensinya, karena materi yang disampaikan adalah berdasarkan pertanyaan mahasiswa, kuliah menjadi kurang terstruktur dan loncat-loncat. Seperti yang terangkum pada tulisan di bawah ini.

Tulisan berikut meliputi 3 bab, yaitu rig performance, perkiraan biaya pemboran, dan asal mula tekanan abnormal.

• 
  
  Hoisting speed, yaitu kecepatan pengangkatan rangkaian drillstring dari lubang bor oleh drawwork. Pada saat triping out untuk mengganti bit, seluruh rangkaian drillstring harus diangkat dari lubang bor. Ditariknya drillstring dari lubang bor ternyata akan menimbulkan timbulnya efek sedotan (swab effect) yang mengakibatkan berkurangnya berat lumpur.

ECD = MW - swab effect.

ECD=berat lumpur relatif akibat adanya swab effect

MW=berat lumpur sesungguhnya

Dan ini tentu saja berbahaya, sebab apabila ECD <>

Agar ECD tetap lebih besar dari EMW, maka berat lumpur yang harus dipakai adalah:

MW = EMW + Trip Margin

Trip Margin = Yp/117(Dh-Dp)

Yp = yield point lumpur

Dh = diameter lubang

Dp = diameter drillpipe

Jika data di atas tidak diperoleh, trip margin didekati dengan nilai 0.3 ppg.

Sedangkan saat lumpur disirkulasikan, ECD = MW + (P_annulus/Depth)

• 
  
  Metode cost/foot untuk kriteria pemilihan dan penggantian pahat/bit.

CPF = cost per foot, US $/ft

B = biaya yang berkaitan dengan pembelian (tidak terikat waktu), US $

R = biaya sewa rig, US $/jam

Tr = rotary time, jam

Tt = tripping time, jam

Rt = biaya sewa alat, US $/jam

T = waktu sewa alat, jam

DC = biaya yang dihitung untuk tiap kedalaman, US $/ft

F = footage, pertambahan kedalaman yang bisa diperoleh, ft.

Tipikal grafik untuk cost per foot adalah

Pembelokan grafik sangat dipengaruhi oleh performance dari bit, dengan asumsi cost-cost yang lain konstan. Semakin bagus bit, titik belok akan terjadi pada footage yang lebih besar.

• 
  
  Asal Mula Tekanan Abnormal

Tekanan abnormal adalah tekanan yang nilai gradien tekanannya lebih besar daripada gradien tekanan normal (0.465 psi/ft atau EMW = 9 ppg).

Dari penjelasan yang disampaikan, pada intinya tekanan abnormal terjadi akibat adanya fluida yang mengalami tekanan, sementara fluida tersebut juga terisolasi dari sistem tekanan di atasnya.

Diagram tekanan pada batuan dapat digambarkan sebagai berikut:

P_overburden = P_formasi + P_antarbutir

Dengan asumsi gradien overburden seragam, jika tekanan pada butiran berkurang/gradiennya semakin kecil(trend normalnya, semakin dalam batuan, tekanan butir akan semakin besar)  gradien tekanan pori bertambah terjadi tekanan abnormal. Salah satu indikasi adanya tekanan abnormal adalah pada daerah yang dalam, porositas batuan tetap besar.

Sedangkan penyebab tekanan abnormal yang lain adalah perbedaan densitas fluida, yang dapat dijelaskan menggunakan prinsip manometer tertutup.

Pada kedalaman 8000 ft, karena merupakan daerah normal, gradien tekanannya adalah 0.465 psi/ft atau EMW=9 ppg, sedangkan nilai tekanannya adalah

P = 0.465 psi/ft * 8000 ft = 3720 psi

Untuk menghitung tekanan pada kedalaman 6000 ft (zona target) persamaan yang digunakan adalah :

P@8000 ft = P@6000 ft + (0.052*ρ_gas*ΔD)

P@6000 ft = P@8000 ft – (0.052*ρ_gas*ΔD)

= 3720 psi – (0.052*2 ppg *2000 ft)

= 3720 – 208 = 3512 psi

Jadi gradien tekanan pada zona target (6000 ft) adalah :

Grad = P/D

= 3512 psi/6000 ft

= 0.58533 psi/ft

Atau dengan EMW = grad/0.052 = 0.58533/0.052 = 11.2564 ppg  gradien abnormal

• 
  
  Cara untuk mendeteksi tekanan abnormal dapat dilakukan dengan melakukan analisis terhadap log akustik, resistivity, ataupun density log, yaitu dengan terlebih dahulu menentukan trend normalnya, kemudian jika terdapat nilai log yang menyimpang dari trend normalnya, dapat diindikasikan merupakan daerah dengan tekanan abnormal.

Dasar-Dasar Pemisahan Fasa

Disarikan dari kuliah Pengolahan Lapangan dan Transportasi (PLT) yang diasuh oleh mas Leks a.k.a Dr.Ir. Leksono Mucharam pada tanggal 6 Februari 2009.

Dasar pemisahan fasa liquid dan gas

Pada proses produksi hidrokarbon, pemisahan fasa antara air, minyak, dan gas terjadi di dalam separator.

Metode pemisahan fasa ada beberapa jenis. Yang akan dibahas di sini adalah dengan metode gravitasi, yang terdiri atas settling dan raising.

1. 
   
   Settling /pengendapan

Settling dapat diartikan sebagai proses turunnya butiran liquid di dalam fasa gas pada separator, atau proses mengendapnya fasa yang lebih berat di dalam fasa ringan, misal air dalam minyak. Ketika fluida dari sumur masuk ke separator, gas dan liquid tidak akan langsung terpisah secara sempurna. Di fasa gas masih ada butiran-butiran minyak (droplet) yang akan turun akibat gravitasi dan bergabung dengan fasa minyak yang ada di bagian bawah yang berarti akan terjadi proses pemisahan fasa secara sempurna. Proses turunnya butiran minyak dari fasa gas dapat dipahami dengan melihat diagram gaya sebagai berikut :

Pada proses settling, berlaku gaya-gaya sebagai berikut:

• 
  
  Drag force/gaya gesek yang terjadi antara butiran minyak dengan fasa gas, yang besarnya

Di mana C_D = koefisien drag, A = luas cross section dari butir, v_t = kecepatan terminal, dan ρ = densitas dari fasa kontinu, dalam hal ini adalah gas.

• 
  
  Bouyancy force/gaya apung, terjadi akibat perbedaan densitas antara 2 fasa, yang besarnya

Vd = volume butir

• 
  
  Gravity force/gaya gravitasi, yang besarnya

Pada kondisi setimbang, akan berlaku persamaan gaya sebagai berikut:

Dengan d=diameter butir

Nilai v_t (terminal velocity) menjadi dasar dalam desain separator, yaitu yang menentukan nilai settling time (waktu yang diperlukan oleh kedua fasa untuk berpisah). Dengan mengetahui kecepatan terminal, dan settling time ditentukan, maka dimensi separator dapat dihitung. (ralat, untuk Vterminal seharusnya bukan 2/3x...., tapi 4/3x....)

2. 
   
   Raising /pengangkatan (tapi mas Leks nulisnya rising yang artinya terbit. Aku juga sempat bingung)

Raising adalah proses naiknya gelembung gas dari fasa minyak di dalam separator. Diagram gaya yang berlaku terhadap gelembung gas hampir sama dengan yang terjadi pada proses settling.

Sedangkan persamaan gaya yang terjadi adalah :

Dari persamaan di atas, juga didapatkan nilai terminal velocity untuk naiknya bubble gas di dalam fasa liquid.

Postingan pertamaku - Pengantar Artificial Lift - Gas Lift

Tulisan ini adalah postingan pertamaku yang disarikan dari kuliah teknik pengangkatan buatan (artificial lift) yang diasuh oleh mas Pudjo a.k.a Dr. Ir. Pudjo Sukarno, tgl 5 Februari 2009.

Dalam produksi hidrokarbon, terutama minyak bumi, sumur dibagi menjadi 2 jenis, yaitu:

- Flowing well, yaitu jika Pwf = Pseparator + pressure drop di tubing (dPtubing) + pressure drop di flowline(dPflowline), termasuk pressure drop choke, valve, dll, sehingga hidrokarbon dapat mengalir secara alami menuju separator.

- Unflowing well, jika Pwf <>

Terlihat bahwa kurva IPR dan TPR tidak berpotongan, yang artinya tidak didapat nilai tekanan dan rate operasional. Untuk sumur jenis ini, dibutuhkan pengangkatan buatan. Terdapat beberapa jenis pengangkatan buatan, yaitu:

- Gas Lift

- Sucker Rod Pump (SRP)

- Electric Submersible Pump (ESP)

- dll.

Terdapat 2 konsep dalam teknik pengangkatan buatan (artificial lift):

a. Menurunkan gradien aliran di dalam tubing yang didasarkan pada persamaan pressure drop dalam pipa, yaitu

Dari persamaan tersebut, terlihat bahwa parameter ρ (densitas) sangat dominan. Maka, dengan menurunkan densitas, diharapkan pressure drop akan berkurang, sehingga hidrokarbon dapat diangkat dengan Pwf dan Pseparator yang ada. Teknik yang menerapakan konsep ini adalah gas lift.

b. Memberikan energi tambahan terhadap aliran yang terjadi dalam sumur yang didasarkan pada persamaan mechanical energy balance:

Dengan menambahkan energi (W) ke dalam sistem aliran, diharapkan minyak dapat mengalir ke permukaan. Konsep ini diterapkan pada penggunaan pompa, baik itu SRP maupun ESP.

I. Gas Lift

Gas lift dilakukan pada sumur-sumur dengan gas-liquid ratio (GLR) yang rendah, sebab percuma jika dilakukan pada sumur ber-GLR tinggi yang notabene gasnya sudah banyak.

Berdasarkan pada pola aliran yang terjadi di dalam tubing, tujuan dari dilakukannya gas lift ada 2:

- Mengurangi densitas fluida dalam tubing. Untuk itu, pola aliran yang diharapkan terjadi adalah bubble flow, di mana gas terdistribusi secara merata dan berbentuk gelembung-gelembung kecil.

- Menahan kolom fluida yang ada di atas gas. Pola aliran yang diharapkan adalah slug flow.

Figure 1 slug flow in tubing

Skema operasinal gas lift pada suatu sumur dapat dilihat pada gambar berikut

Sedangkan di permukaan, sistem gas lift dapat digambarkan sebagai berikut:

Secara operasional, gas lift dibagi menjadi 2:

- Continuous : gas diinjeksikan secara terus-menerus ke dalam sumur.

- Intermittent : gas diinjeksikan secara periodik, yaitu ada periode injeksi dan ada periode tutup.

Dari skema yang terdapat di atas, sistem gas lift dapat dibagi menjadi beberapa subsistem:

a. Compressor subsystem

- Intake system

- Outlet system

- Choke

- Pressure gauge

b. Valve subsystem

c. Wellbore subsystem

d. Wellhead subsystem

- Production

- Injection

e. Separator subsystem.

Penjelasan mengenai tiap subsystem insyaAlloh akan diberikan pada kuliah selanjutnya.