Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang...

Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 1

Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi Oleh :

Gesa Endah Prastiti*

Dr.Ir. Pudjo Sukarno**

Sari

Seiring dengan diproduksikannya suatu sumur, maka performa sumur tersebut untuk dapat

memproduksikan fluida akan semakin menurun. Oleh karena itu dibutuhkan injeksi gas lift untuk memaksimalkan

produksi dari sumur tersebut. Dalam rotative gas lift , gas yang digunakan untuk injeksi merupakan gas dari

formasi yang terproduksi. Dengan rotative gas lift maka penggunaan gas yang terproduksi menjadi lebih efisien.

Metode perencanaan rotative gas lift mencakup pemilihan laju produksi awal, laju gas injeksi yang

dibutuhkan dan scheduling injeksi serta penyimpanan gas untuk injeksi. Optimasi dilakukan dari pembuatan

model reservoir, pemilihan letak sumur hingga pemodelan fasilitas permukaan dan produksi dilakukan selama 10

tahun. Selain itu tujuan yang ingin dicapai dalam tugas akhir ini ialah perencanaan injeksi gas sehingga bisa

didapatkan kumulatif produksi sebesar-besarnya.

Karena produksi gas harian tidak mencukupi kebutuhan gas injeksi , maka skenario yang dikembangkan

ialah menyimpan sejumlah gas dari gas yang terproduksi terlebih dahulu. Injeksi gas dilakukan secara bertahap

pada 4 sumur mempertimbangkan laju produksi minyak dari suatu sumur. Setelah itu optimasi yang dilakukan

setiap jangka waktu setahun untuk mendapatkan laju gas injeksi yang optimum terhadap laju produksi minyak.

.

Kata kunci : Rotative gas lift , optimasi gas lift, scheduling injeksi

Abstract

By the time well produce, the performance of well to produce the fluid will be decrease. Therefore, gas

lift injection is needed to maximize the production from the wells. In rotative gas lift, produced gas from

reserveoir will be reinjection to the well . By using rotative gas lift, used of produced gas from reservoir will be

more efficient.

Rotative gas lift planning methods includes the selection of initial production rate, gas injection rate

required , the scheduling of injection and gas storage for injection. The optimization done by reservoir modeling,

select the best location of wells, surface facilities modeling and production optimization for 10 years. In addition,

the goals in this final project is plan the gas injection, so the maximum cummulative oil production can be

reached.

Because the daily gas production rate is not sufficient for gas injection, the scenario that developed by the

writer is storing the gas production first. Gas injection applied for 4 well gardually, considering the oil production

rate of each wells. Optimization also evaluated every year to determine the appropriate gas injection rate to get

optimum oil production rate.

Keywords: Rotative gas lift , gas lift optimization, gas injection scheduling

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

**) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung


I. PENDAHULUAN

Seiring dengan diproduksikannya suatu

sumur, performa sumur untuk mengangkat fluida ke

permukaan akan semakin menurun. Hal ini

disebabkan antara lain karena penurunan tekanan

reservoir dan densitas fluida yang harus diangkat

terlalu besar. Ketika tekanan reservoir terlalu kecil

bagi sumur, atau laju produksi yang diinginkan

terlalu besar dibandingkan tekanan reservoir yang

ada, sumur tidak dapat mengalir secara natural1.

Untuk meningkatkan kinerja sumur tersebut,

dibutuhkan artificial lift untuk meningkatkan

performa sumur mengalirkan fluida ke permukaan.

Salah satunya ialah dengan metode Gas Lift.

Salah satu pertimbangan utama dalam

injeksi gas lift ialah jumlah gas yang tersedia. Dalam

tugas akhir ini gas yang diinjeksikan seluruhnya

berasal dari total produksi gas lapangan tersebut,

yang disebut dengan closed rotative gas lift system.

Dalam rotative gas lift system, gas bertekanan rendah

yang terproduksi akan dialirkan ke kompresor.

Keluaran dari kompresor yang berupa gas bertekanan

tinggi akan kembali diinjeksikan ke dalam sumur

untuk membantu pengangkatan fluida. Injeksi gas

secara kontinyu digunakan dalam closed rotative gas

lift system ini karena jumlah gas injeksi yang

dibutuhkan dan jumlah gas terproduksi yang akan

dialirkan ke kompresor konstan.

Dalam tugas akhir ini, injeksi akan

dilakukan secara bertahap pada 4 sumur dengan

mempertimbangkan jumlah kumulatif gas yang

terproduksi pada saat tertentu. Optimasi yang

dilakukan meliputi laju produksi fluida, scheduling,

dan laju injeksi gas. Dalam pembuatan model juga

dilakukan pemilihan posisi sumur dengan

mempertimbangkan parameter reservoir seperti

porositas dan saturasi. Pemilihan posisi sumur

dilakukan berdasarkan total produksi dan jangka

waktu sumur tersebut dapat mengalir secara natural.

Dengan model yang telah optimal tersebut, dilakukan

optimasi scheduling injeksi gas lift, dengan

mempertimbangkan batasan laju alir fluida yang

diinginkan dan economic limit rate minyak yang

terproduksi. Selain itu penentuan jumlah gas yang

akan diinjeksikan perlu dilakukan dengan teliti

sehingga dapat menghasilkan laju produksi minyak

yang optimum.

II. TUJUAN

1. Melakukan pemodelan perencanaan injeksi

gas lift secara terintegrasi sehingga diharapkan

dapat menggambarkan keadaan nyata di

lapangan.

2. Merancang rotative gas lift untuk

mengefisienkan gas yang dihasilkan

3. Meningkatkan faktor perolehan minyak

dengan optimasi injeksi gas lift.

III. SISTEM ROTATIVE GAS LIFT

Gas lift merupakan salah satu teknologi untuk

meningkatkan laju produksi minyak dari suatu sumur

dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke

dalam tubing melalui annulus antara tubing dan

casing. Gas injeksi akan masuk ke dalam tubing

melalui valve/ mandrels. Setelah memasuki tubing,

gas injeksi akan membantu proses produksi fluida

dengan 2 cara: (a) membentuk slug yang akan

membantu mengangkat fluida ke permukaan, atau (b)

gas injeksi akan terlarut dalam fluida dan

menurunkan densitas fluida, sehingga dapat lebih

mudah mengalir ke permukaan1.

Gas dapat diinjeksikan dengan dua cara,

yaitu dengan continous atau dengan intermittent gas

lift. Pada continous gas lift , gas diinjeksikan secara

terus menerus ke dalam sumur. Sedangkan pada

intermittent gas lift , sejumlah gas diinjeksikan dalam

selang waktu tertentu. Pemilihan cara injeksi gas

dilakukan berdasarkan kondisi sumur tersebut dan

jumlah gas injeksi yang tersedia. Kandidat sumur

untuk continous gas lift ialah sumur dengan

Productivity Index tinggi (> 0.5 stb/day/psi), laju

produksi lebih besar dari 100 stb/d, dan dengan

tekanan reservoir yang besar terhadap kedalaman4.

Gas yang digunakan untuk injeksi dapat

berasal dari reservoir itu sendiri atau mengalirkan

sejumlah pasokan gas dari luar. Disebut sebagai

closed rotative gas lift system jika seluruh gas injeksi

berasal dari produksi lapangan itu sendiri. Jika

jumlah gas produksi tidak memenuhi kebutuhan

injeksi,maka gas injeksi dapat ditambah dengan

pasokan gas dari luar, yang disebut dengan semi-

closed rotative gas lift system.

Pada tugas akhir ini, operasi gas lift di suatu

lapangan akan dilakukan dengan menggunakan

closed rotative gas lift system. Parameter terpenting

dalam injeksi dengan system ini ialah ketersediaan

gas bertekanan rendah yang dibutuhkan untuk dapat


membantu produksi fluida dari sumur yang terdapat

dalam lapangan tersebut. Gas bertekanan rendah yang

terproduksi di separator akan dialirkan ke suction

kompresor. Gas bertekanan tinggi keluaran dari

kompresor akan diinjeksikan kembali ke dalam

tubing.

Gambar 3.1Skema closed rotative gas lift system 3)

Dalam beberapa kasus, pada saat awal

produksi, dibutuhkan suplai gas tambahan dari luar

untuk mengoperasikan system. Gas dari luar tersebut

akan tersirkulasi dalam system sebagai penggerak

kompresor dan untuk menutupi kehilangan gas

karena kebocoran, dimana jumlahnya sangat kecil

sekali dibandingkan dengan jumlah gas injeksi yang

tersirkulasikan. Jika diperoleh kelebihan gas yang

terproduksi dapat dijual atau dimanfaatkan untuk

kebutuhan yang lain.

Banyaknya gas yang akan diinjeksikan

sangat bergantung pada jumlah gas kumulatif

lapangan pada saat itu. Selain itu laju gas injeksi juga

disesuaikan dengan laju produksi yang diinginkan

dan keadaan reservoir sumur tersebut pada saat itu,

seperti bottomhole pressure dan watercut. Untuk

menentukan laju gas injeksi yang dapat menghasilkan

laju produksi optimum, maka dilakukan nodal

analysis.

Nodal analysis adalah analisa system untuk

menentukan laju produksi dan tekanan pada suatu

nodal atau titik tertentu dalam system suatu sumur.

Dengan nodal analysis kita dapat menganalisa

kinerja sumur. Pada sumur dengan titik injeksi

didasar sumur, yang merupakan puncak lapisan

produktif, maka dapat dipilih titik nodal di titik

injeksi tersebut. Sehingga dapat dilihat performa

aliran dari reservoir ke titik injeksi dan aliran dari

titik injeksi ke permukaan.

Aliran dari reservoir digambarkan dalam

kurva IPR , yang menunjukkan pressure drop yang

dialami fluida dari reservoir ke dasar sumur.

Sedangkan tubing intake menunjukkan laju produksi

untuk setiap pressure drop aliran di dalam tubing.

Untuk reservoir dengan tekanan di atas bubble point,

kurva IPR direpresentasikan dengan persamaan

straight line IPR sebagai berikut :

……………………………….(3.1)

Untuk aliran 2 fasa gas dan minyak maka persamaan

kurva IPR direpresentasikan dengan persamaan

Vogel7.

…………..(3.2)

Sedangkan untuk aliran vertikal multi fasa digunakan

persamaan Hagedorn-Brown, yang ditunjukkan pada

persamaan 3.3:

…………………...(3.3)

Injeksi gas pada suatu sumur akan

meningkatkan GLR fluida yang mengalir dalam

tubing sehingga pressure drop aliran berkurang dan

fluida dapat lebih mudah mengalir ke permukaan.

Akan tetapi, jika aliran gas injeksi terlalu besar maka

dapat menghambat aliran fluida di dalam tubing.

Oleh karena itu, dalam Nodal analysis kita dapat

melihat bagaimana performa tubing intake dengan

berbagai nilai GLR seperti pada gambar 2.2.

Gambar 3.2 Contoh Nodal system analysis

Dari gambar 2.2 ditunjukkan bahwa GLR

semakin meningkat maka laju produksi akan semakin

meningkat, sesuai dengan perpotongan antara kurva

IPR dan tubing intake. Jika diplot antara laju

produksi dengan GLR atau Laju gas yang

diinjeksikan maka diperoleh kurva Gas Lift

Performance Curve (GLPC). Kurva GLPC

menggambarkan hubungan antara laju injeksi gas

dengan laju produksi yang dapat digunakan untuk


menentukan laju injeksi gas yang optimum yaitu titik

puncak pada grafik GLPC gambar 3.3.

Gambar 3.3 Contoh kurva GLPC

Akan tetapi, tidak selalu titik paling atas yang

paling efektif dan ekonomis untuk diterapkan dalam

suatu sumur. Kita perlu memperhatikan apakah

kenaikan laju gas injeksi yang kita berikan

berpengaruh secara signifikan terhadap kenaikan laju

produksi5. Hal ini juga mengacu pada jumlah gas

injkesi yang tersedia. Dimana dalam closed rotative

gas lift system harus sesuai dengan jumlah kumulatif

gas yang terproduksi pada saat itu.

IV. PENGEMBANGAN MODEL SISTEM

ROTATIVE GAS LIFT yang

TERINTEGRASI

Untuk melakukan simulasi system rotative gas

lift, pada tugas akhir ini dibuat model yang

mengintegrasikan model reservoir, model komplesi

sumur gas lift, dan fasilitas permukaan. Berikut ini

akan dibahas pengembangan dari masing-masing

model.

4.1 Model Reservoir

Model yang dikembangkan ialah model

reservoir heterogen berbentuk segi empat dengan

menggunakan software PETREL. Model berukuran

2000x2000 ft yang dibagi dalam 40x40 grid.

Reservoir tersebut berada pada kedalaman 4600 ft

dari permukaan dengan ketebalan 50 ft dan terbagi

atas 20 layer.

Model reservoir yang digunakan merupakan

reservoir heterogen, yang memiliki persebaran

porositas dan permeabilitas yang berbeda pada setiap

grid. Data porositas diambil dari data Lapangan X,

dimana penyebaran dilakukan dengan metode

geostatistik yang tersedia di software PETREL.

Harga porositas reservoir ini berkisar antara 0.024 –

0.3. Harga permeabilitas didapat dengan

menggunakan korelasi porositas-permeabilitas yang

berlaku di reservoir berikut. Dalam hal ini korelasi

yang digunakan berasal dari grafik Fuchtbaurer6

untuk formasi batupasir yang ditunjukkan pada

gambar 4. Perhitungan ini menghasilkan

permebilitas di setiap grid block yang berkisar antara

0.01 mD- 610 mD.

Gambar 4.1 Korelasi Fuchtbauer untuk tertiary

sandstone

Model reservoir merupakan consolidated

sandstone dan memiliki aquifer dibawahnya dengan

volume 10 kali volume reservoir yang mengikuti

persamaan Fetkovich. Fluida reservoir adalah Black

Oil dengan API 30. Berdasarkan dimensi model

reservoir diperoleh Initial Oil in Place keseluruhan

reservoir ini ialah 5,088 MMSTB.

Tabel 4.1 Properti fisik reservoir unit model

No. Properti Harga Satuan

1 Kedalaman 4600-4650 ft

2 Tekanan reservoir 2009.6 @ 4650ft psi

3 Temp. reservoir 170 °F

4 Tebal formasi 50 ft

5 Permeabilitas 0.01-600 mD

6 Porositas 0.024-0.3

0

500

1000

1500

2000

2500

0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.1 1.3 1.5

Laju

pro

du

ksi l

iqu

id (

STB

/har

i)

laju gas injeksi (MMSCF/hari)

GLPC


Tabel 4.2 Harga Parameter Fluida

No Parameter Harga Satuan

1 Gravity 30 API

2 Pb 1060 Psi

3 ρw 63,7 lb/ft3

4 SGgas 0.6636

Model reservoir ini diproduksi dari 4 buah

sumur yang masing-masing diperforasi pada

kedalaman antara 4600ft – 4650ft dengan

mempertimbangkan harga porositas terhadap

kedalaman. Hasil pemodelan dengan menggunakan

software PETREL dipindahkan ke dalam software

ECLIPSE.

Dengan menggunakan software ECLIPSE

dipilih lokasi 4 sumur dengan mempertimbangkan

kumulatif produksi minyak yang terbesar. Gambar

4.3 menunjukkan model reservoir beserta dengan

lokasi sumur.

Gambar 4.2 Model reservoir dengan 4 buah sumur

yang menunjukkan saturasi minyak

Gambar 4.3 menunjukkan hubungan antara

permeabilitas relative minyak (kro) dengan

permeabilitas relative air (krw). Dari gambar tersebut

dapat dilihat bahwa sifat batuan reservoir ini adalah

water wet dengan nilai Swirr sebesar 0.18 dan Sor 0.2.

Gambar 4.3 Hubungan Krw dan Kro

4.2 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan

Pemodelan sumur gas lift dan fasilitas

permukaan dilakukan dengan menggunakan software

PIPESIM dan menggunakan data kedalaman sumur

yang telah ditentukan dalam model reservoir. Pada

keempat sumur gas lift tersebut dipasang casing

dengan ukuran ID 5.5 inch dan kemudian di perforasi

dengan mempertimbangkan harga porositas. Tubing

yang digunakan berukuran 3.5 inch dan dipasang

hingga kedalaman 4610 ft. Flowline yang digunakan

memiliki ID 4 inch dengan roughness 0.001 inch

dengan ketebalan 0.5 inch. Panjang Flowline

merepresentasikan letak sumur sesuai model

reservoir yang dibuat di PETREL. Fluida dari sumur

langsung dialirkan menuju separator yang bekerja

pada tekanan 200 psi. Separator diletakkan di tengah

keempat sumur tersebut untuk meminimalkan

pressure loss .

Gambar 4.3 Fasilitas permukaan

Untuk desain instalasi sumur gas lift dilakukan

pada software PIPESIM dengan masukan harga

tekanan reservoir, productivity indeks, watercut,


GOR dan laju gas injeksi. PIPESIM secara akan

menentukan kedalaman valve injeksi sesuai dengan

variable yang telah dimasukkan.

4.3 Field Planning Tool

Integrasi antara model reservoir, sumur gas lift

dan fasilitas permukaan akan disimualsikan dengan

menggunakan software Field Planning Tool (FPT).

Software FPT menggabungkan hasil perhitungan

model reservoir dengan model fasilitas permukaan

sehingga dapat diperoleh kinerja seluruh sistem

tersebut.

V. SKENARIO PERENCANAAN INJEKSI

GAS PADA SISTEM ROTATIVE GAS

LIFT

5.1 Skenario Penjadwalan Injeksi Gas Lift

Sebagai base case, keempat sumur

diproduksikan secara alamiah dengan batasan laju

produksi sebesar 300 stb/hari dalam kurun waktu

sepuluh tahun. Suatu sumur akan diubah menjadi

sumur gas lift jika laju produksinya sama dengan atau

di bawah 100 stb/hari. Pada kondisi base case, untuk

kurun waktu 10 tahun dihasilkan produksi kumulatif

sebesar 1.175 MMSTB. Dengan jumlah cadangan

minyak sebesar 5.09 MMSTB maka Recovery Factor

dari reservoir tersebut ialah 23 %.

Berdasarkan pada base case tersebut maka

dapat ditentukan sumur yang memerlukan gas lift,

sebagai contoh sumur P2 membutuhkan injeksi gas

pada bulan ke-21 seperti ditunjukkan pada gambar

5.1. Secara sama penentuan waktu injeksi gas di

sumur yang lain ditunjukkan pada tabel 5.1.

Gambar 5.1 Laju produksi minyak

Tabel 5.1 Waktu injeksi gas lift dan kebutuhan gas

Sumur Waktu Injeksi

(bulan ke-)

Laju gas injeksi

(mmscf/hari)

P2 21 0.43

P1 25 0.42

P4 25 0.30

P3 36 0.22

Seperti ditunjukkan pada tabel 5.1 diatas,

total kebutuhan keempat sumur untuk mendapatkan

laju produksi minyak optimum ialah sebanyak 1.37

MMSCF/hari. Namun laju produksi gas awal dari

seluruh lapangan sebanyak 0.2 MMSCF/hari, seperti

ditunjukkan pada gambar 4.2. Dengan demikian

produksi gas lapangan tidak memenuhi kebutuhan

gas injeksi untuk keempat sumur tersebut. Untuk

mengatasi masalah tersebut maka gas yang

terproduksi perlu disimpan sehingga mencapai

jumlah gas injeksi yang dibutuhkan.

Gambar 5.2 Laju kebutuhan gas dan laju produksi gas

Gambar 5.3 Laju produksi gas dan gas produksi total

0

50

100

150

200

250

300

350

1 9

17

25

33

41

49

57

65

73

81

89

97

10

5

Laju

pro

du

ksi m

inya

k (S

TB/h

ari)

Waktu (bulan)

P1 P2 P3 P4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1 8

15

22

29

36

43

50

57

64

71

78

85

92

99

10

6

laju

gas

(m

msc

f/h

ari)

waktu (bulan)

kebutuhan gas produksi gas

0

50

100

150

200

250

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

1 9

17

25

33

41

49

57

65

73

81

89

97

10

5

laju

pro

du

ksi g

as (

mm

scf/

har

i)

waktu (bulan)

produksi gas gas produksi total(MMSCF)


Jika produksi gas dikumpulkan sejak awal

produksi hingga sepuluh tahun maka jumlah gas akan

mencapai nilai 194,1 MMSCF. Jumlah gas yang

terproduksi sangat besar dibandingkan dengan jumlah

gas yang dibutuhkan untuk injeksi. Selain itu jika gas

dikumpulkan sejak awal maka akan membutuhkan

jumlah tangki penyimpanan gas yang sangat banyak.

Dalam perencanaan ini diasumsikan tangki yang

digunakan berukuran 10.000 m3 atau 0.353146

MMSCF dengan spesifikasi seperti ditunjukkan pada

tabel 4.2 dibawah.

Tabel 5.2 Spesifikasi Storage Tank

Spesifikasi

Volume storage tank 10000 m3

Temperatur minimum -50 Celcius

Ketebalan 62 mm

Tekanan Maksimum 3.3 MPa

Dengan kapasitas tangki seperti tabel 5.2

diatas, maka untuk memenuhi kebutuhan gas injeksi

keempat sumur dibutuhkan 4 tangki gas. Berdasarkan

hasil simulasi, produksi gas disimpan selama 7 hari

untuk memenuhi kebutuhan injeksi gas keempat

sumur. Gas yang dikumpulkan selama 7 hari sebesar

1.395 MMSCF seperti ditunjukkan pada gambar 5.4

di bawah.

Gambar 5.4 Jumlah kebutuhan gas dan jumlah gas

tersimpan

Sementara itu, gas yang terproduksi sebelum

waktu penyimpanan gas untuk injeksi, diasumsikan

dijual dan dialirkan ke flowline terpisah dari fasilitas

penyimpanan gas untuk injeksi. Demikian juga

dengan gas yang terproduksi setelah gas diinjeksikan

dialirkan ke flowline untuk penjualan sementara

jumlah gas yang diinjeksikan akan tetap berputar

dalam sistem.

5.2 Skenario Optimasi Produksi

Sesusai dengan yang telah dijelaskan di

subbab sebelumnya bahwa injeksi gas akan dilakukan

secara bertahap sesuai dengan kinerja masing-masing

sumur. Sebelum dilakukan optimasi injeksi,

pemilihan batasan laju produksi juga diperhatikan

dalam perencanaan produksi untuk mendapatkan

produksi minyak yang paling optimum. Dalam tugas

akhir ini penulis melakukan pemilihan berdasarkan

jumlah kumulatif minyak yang dapat terproduksi

dalam kurun waktu 10 tahun. Batasan laju produksi

yang disimulasikan adalah 300 stb/hari, 500 stb/hari

dan 700 stb/hari. Berdasarkan pemilihan tersebut

didapatkan bahwa sumur dengan laju produksi 300

stb/hari menghasilkan kumulatif produksi minyak

paling besar yaitu sebesar 1.18 MMSTB.

Perbandingan antara produksi minyak pada berbagai

laju produksi dapat dilihat pada gambar 4.2.1 .

Gambar 5.5 Perbandingan kumulatif produksi

minyak untuk berbagai laju produksi

Dengan laju produksi 300 stb/hari, setiap

sumur memiliki performa yang berbeda. Batas laju

produksi sumur yang akan diinjeksi ialah jika sumur

mencapai 100 stb/hari. Dari gambar 5.1 pada subbab

sebelumnya, dapat dilihat kemampuan produksi

setiap sumur secara alamiah.

Berdasarkan pada gambar 5.1 sumur

pertama yang membutuhkan injeksi gas lift ialah

sumur P2 dimana terjadi penurunan laju produksi

secara drastis dari 249.4 stb/hari menjadi 26.58

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

0 1000 2000 3000 4000

Jum

lah

gas

(M

MSC

F)

waktu (hari)

Jumlah gas storage kebutuhan gas

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

0 639 1308 1978 2647 3288

Ku

mu

lati

f m

inya

k (M

MST

B)

waktu (hari)

300 STB/hari 500 stb/hari

700 stb/hari


stb/hari pada bulan ke-21. Penentuan laju injeksi gas

dilakukan berdasarkan GLPC yang dibuat

berdasarkan kondisi sumur pada laju produksi kurang

dari 100 stb/hari. Dengan data masukan yang

meliputi tekanan reservoir, Productivity index,

watercut, GOR dan tekanan wellhead, dengan

menggunakan simulator PIPESIM dapat ditentukan

laju injeksi gas optimum berdasarkan GLPC. Tabel

4.2.1 adalah data masukan ke dalam simulator

PIPESIM dan laju gas injeksi optimum untuk setiap

sumur.

Tabel 5.3 Data masukan dan laju injeksi gas

P1 P2 P3 P4

P reservoir (psi) 1847

1816 1852

1851

Watercut(%) 32.2

15.76 26.17

27.45

PI 5.6

3.12 4.3

3.74

GOR (scf/stb) 165.2

165.2

165.2

165.2

P wellhead (psi) 500 500 500 500

Injeksi gas

(mmscf/hari)

0.42 0.43 0.22 0.3

Berdasarkan laju injeksi optimum tersebut,

maka dapat ditentukan kedalaman valve injeksi dan

tekanan injeksi yang harus disediakan. Demikian juga

ukuran valve yang dibutuhkan dapat ditentukan.

Sebagai contoh digunakan adalah valve tipe IPO seri

R20 dengan ukuran 1,5 inch dan ukuran port ½ inch

untuk semua sumur. Tekanan injeksi yang diberikan

dianggap 100 psi diatas tekanan bottomhole dengan

harapan gas dapat masuk ke dalam tubing pada

kedalaman titik injeksi. Pada tabel 5.4 berikut

ditunjukkan kedalaman titik injeksi beserta tekanan

injeksi yang dibutuhkan untuk setiap sumur

berdasarkan hasil simulasi.

Tabel 5.4 Kedalaman Injeksi gas dan tekanan injeksi

Variabel P1 P2 P3 P4

Kedalaman

Injeksi (ft)

3257.5 3059.2 3335.2 3258.4

Ptro (psi) 1959 1825 1800 1949

P wellhead

(psi)

500 500 500 500

Semua variable yang dibutuhkan dipilih

sedemikian rupa yang dapat menghasilkan laju

produksi yang maksimum. Setelah injeksi gas lift

dilakukan produksi kumulatif akan meningkat

sehingga recovery factor meningkat menjadi 35.7 %.

Gambar 5.6 sampai 5.9 menunjukkan profil kenaikan

laju produksi minyak sebelum dan sesudah dilakukan

injeksi gas.

5.6 Perbandingan laju produksi sumur P1



050

100150200250300350

0 8

16

24

32

40

48

56

64

72

80

88

96

10

4

Oil

Rat

e (

STB

/d)

Time (month)

P1

natural gas lift

0

50

100

150

200

250

300

350

0 8

16

24

32

40

48

56

64

72

80

88

96

10

4

Oil

Rat

e (

STB

/d)

Time (month)

P2

natural gas lift

0

50

100

150

200

250

300

350

0 7

14

21

28

35

42

49

56

63

70

77

84

91

98

10

5

Oil

Rat

e (

STB

/d)

Time (month)

P3

natural gas lift


Pada grafik 5.6 sampai 5.9 dapat dilihat bahwa

dengan injeksi gas lift, sumur akan dapat bertahan

lebih lama hingga sepuluh tahun dengan laju

produksi terkecil berkisar pada 50 STB/hari.

5.9 Perbandingan laju produksi sumur 4

Seiring dengan diproduksikannya lapangan

tersebut, maka semakin lama tekanan reservoir

semakin menurun dan harga watercut semakin besar.

Tentu saja hal ini mengakibatkan jumlah gas injeksi

yang dibutuhkan berbeda. Untuk mengetahui hal

tersebut maka dicoba untuk melakukan optimasi

dengan mendesain ulang laju injeksi gas optimum

dan letak valve. Optimasi skenario pertama dilakukan

setahun setelah dilakukan injeksi gas pada sumur P3,

yaitu pada bulan ke- 49. Tabel 5.5 adalah hasil dari

desain ulang injeksi gas lift.

Tabel 5.5 Kebutuhan injeksi gas pada skenario 2

Sumur Laju gas injeksi (MMSCF/hari)

P1 0.42

P2 0.42

P3 0.22

P4 0.30

Total 1.36

Dari tabel 5.5 diatas dapat dilihat bahwa

kebutuhan gas injeksi sumur P2 turun menjadi 0.42

mmscf/hari. Sementara itu kebutuhan laju injeksi gas

untuk sumur P1, P3, dan P4 tidak berubah.

Sedangkan letak valve sumur P3, meskipun jumlah

gas injeksi yang dibutuhkan tidak berubah, letak

valve sumur P3 berubah menjadi pada kedalaman

3260.8 ft. Hal ini disebabkan oleh penurunan tekanan

reservoir. Sedangkan untuk sumur P4 , letak titik

injeksi tetap namun dibutuhkan tekanan injeksi yang

lebih tinggi yaitu 1938 psi.

Tabel 5.6 Kedalaman dan tekanan injeksi skenario2


Kedalaman

Injeksi (ft)

3257.5 2995.7 3260.8 3258.4

Ptro (psi) 1959 1800 1800 1938

P wellhead

(psi)

500 500 500 500

Hal tersebut dapat terjadi karena tekanan

reservoir dan productivity index yang berubah.

Sehingga letak valve dan tekanan injeksi yang

dibutuhkan menyesuaikan agar didapat hasil yang

paling optimum. Dengan Optimasi ini, kumulatif

produksi total berhasil meningkat sebanyak 1,1 %

yaitu mencapai angka 36,8 %.

Skenario optimasi ketiga dilakukan setahun

kemudian, yaitu pada bulan ke- 61. Pada optimasi

kedua ini, laju injeksi total yang dibutuhkan sama

dengan tahun sebelumnya, namun alokasi injeksi

berbeda. Untuk sumur P3 yang sebelumnya hanya

mebutuhkan gas injeksi sebesar 0.22 MMSCF/hari

kini meningkat menjadi 0.3MMSCF/hari. Demikian

juga dengan sumur P4 yang menurun kebutuhannya

menjadi 0.22 MMSCF/hari.

Tabel 5.7 Kebutuhan injeksi gas pada skenario 3

Sumur Laju gas injeksi (MMSCF/hari)

P1 0.42

P2 0.42

P3 0.30

P4 0.22

Total 1.36

Tabel 5.8 Kedalaman dan tekanan injeksi skenario3


Kedalaman

Injeksi (ft)

3146.5 2736.3 2995.9 3258.6

Ptro (psi) 1959 1722 1800 1938

P wellhead

(psi)

500 500 500 500

Setelah dilakukan optimasi pada skenario 3,

maka recovery factor meningkat sebanyak 0.4%

0

50

100

150

200

250

300

350

0 7

14

21

28

35

42

49

56

63

70

77

84

91

98

10

5

Oil

Rat

e (

STB

/d)

Time (month)

P4

natural gas lift


menjadi 36.8 %. Perbandingan kenaikan nilai jumlah

produksi kumulatif dapat dilihat pada gambar 5.10

Dari gambar dapat dilihat bahwa kenaikan kumulatif

produksi minyak kurang signifikan.

Gambar 5.10 Perbandingan jumlah produksi total dari

berbagai skenario.

VI. ANALISA

Dalam pemilihan laju produksi awal,

pemilihan dilakukan dengan memproduksi sumur

P1,P2,P3 dan P4 pada laju produksi fluida 300

stb/hari, 500 stb/hari dan 700 stb/hari. Dari grafik 6.1

dibawah dapat dilihat bahwa apabila sumur

diproduksi dengan laju produksi awal 300 stb/hari

menghasilkan kumulatif produksi yang paling besar.

Hal ini dapat terjadi karena pada produksi 300

stb/hari penurunan tekanan dari reservoir tidak terlalu

signifikan sehingga cukup dapat mengimbangi laju

produksi yang diinginkan.


minyak untuk berbagai laju produksi

Gambar 6.2 Penurunan nilai tekanan terhadap waktu

Pada laju produksi 700 stb/hari, tekanan

reservoir menurun dengan cepat sehingga sumur-

sumur yang diproduksi pada laju produksi awal ini

lebih cepat mati. Tetapi jika dibandingkan dengan

sumur yang diproduksi pada laju produksi awal 500

stb/hari , laju produksi 700 stb/hari menghasilkan

kumulatif produksi yang lebih besar karena pada

awal produksi sumur diproduksi secara maksimal.

Setelah kurun waktu produksi tertentu,

sumur akan mencapai batas dimana tidak dapat

berproduksi secara alamiah lagi. Saat itulah

dibutuhkan injeksi gas untuk operasi gas lift.

Kebutuhan injeksi gas lift berbeda-beda tergantung

dengan kondisi sumur pada waktu tertentu. Semakin

lama produksi, tekanan reservoir semakin menurun

dan watercut semakin besar. Hal ini menyebabkan

injeksi gas lift yang dibutuhkan semakin besar. Dari

tabel 6.1 dapat dilihat bahwa kebutuhan gas injeksi

untuk sumur P2 meningkat dari 0.22 menjadi 0.3

MMSCF/hari pada skenario 3 . Akan tetapi pada

sumur P2, pada saat skenario ke 2 laju injeksi gas

yang dibutuhkan menurun menjadi 0.42

MMSCF/hari. Demikian juga dengan sumur P4 yang

kebutuhan gas nya menurun dari 0.3 menjadi 0.22

MMSCF/hari pada skenario ke-3 .

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

0 50 100 150

Cu

mm

ula

tive

Oil

(mm

STB

)

Waktu (bulan)

Optimasi 1 optimasi 2

Optimasi 3 natural

1.14

1.15

1.16

1.17

1.18

300 stb/hari 500stb/hari 700 stb/hari

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

0 639 1308 1978 2647 3288

teka

nan

re

serv

oir

(p

si)

waktu (hari)

300 stb/hari 500 stb/hari

700 stb/hari


Tabel 6.1 Perbandingan kebutuhan gas injeksi pada

setiap skenario

sumur skenario 1 skenario 2 skenario 3

P1 0.42 0.42 0.42

P2 0.43 0.42 0.42

P3 0.22 0.22 0.3

P4 0.3 0.3 0.22

Perubahan kebutuhan gas injeksi yang

diperlukan memang tidak terlalu signifikan. Hal ini

mungkin terjadi karena reservoir memiliki tenaga

pendorong dari aquifer yang menyebabkan PI liquid

meningkat setelah beberapa lama sumur

diproduksikan. Penurunan tekanan dan perubahan

productivity index dari setiap sumur dapat dilihat

pada gambar 6.2 sampai 6.5 di bawah.

Gambar 6.2 Tekanan dan PI sumur P1




Penurunan tekanan reservoir yang kecil

menyebabkan peningkatan produksi kumulatif antara

skenario 1, skenario 2 dan skenario 3 kurang

signifikan yaitu berkisar antara 0.4 sampai dengan 1

% dari skenario sebelumnya. Untuk jangka waktu

optimasi yang cukup kecil yaitu 1 tahun, keadaan

reservoir tidak ada perubahan yang signifikan. Pada

grafik gambar 6.6 di bawah dapat dilihat kecilnya

peningkatan nilai recovery factor untuk masing-

masing skenario.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

172017401760178018001820184018601880190019201940

0 1000 2000 3000 4000

pre

ssu

re (

psi

)

time (days)

P1

pressure Productivity index

0

1

2

3

4

5

6

170017201740176017801800182018401860188019001920

0 1000 2000 3000 4000

pre

ssu

re (

psi

)

time (days)

P2


0

1

2

3

4

5

6

7

1740176017801800182018401860188019001920

0 1000 2000 3000 4000

pre

ssu

re (

psi

)

time (days)

P3


0

1

2

3

4

5

6

1720

1740

1760

1780

1800

1820

1840

1860

1880

1900

0 1000 2000 3000 4000

pre

ssu

re (

psi

)

time (days)

P4




minyak (MMSTB) pada berbagai skenario.

VII. KESIMPULAN & SARAN

7.1 KESIMPULAN

1. Model dengan sistem terintegrasi telah

berhasil dibuat untuk melakukan perencanaan

injeksi gas lift.

2. Model dapat digunakan untuk menentukan

jumlah gas yang dibutuhkan dalam sistem

rotative gas lift.

3. Peningkatan recovery factor dapat dilakukan

dengan desain ulang gas lift.

4. Apabila laju produksi gas harian tidak

memenuhi jumlah gas yang perlu

diinjeksikan maka dapat direncanakan untuk

menyimpan gas sesuai dengan kebutuhan.

7.2 SARAN

1. Perlu dilakukan penelitian untuk kondisi

reservoir tanpa aquifer dimana akan terjadi

perubahan tekanan reservoir dan perubahan

produksi yang signifikan.

2. Kebutuhan gas injeksi untuk rotative perlu

dilakukan secara bertahap untuk menentukan

kebutuhan penyimpanan gas. Dalam hal ini

optimasi kapasitas tangki pengumpul gas

injeksi perlu dilakukan.

VIII. DAFTAR SIMBOL

Pwh = tekanan kepala sumur, psi

Pr = tekanan reservoir,psi

Qgas = laju gas, mmscfd

Ф = porositas, fraksi

K = permeabilitas, md

T = temperature, oR

cf = kompresibilitas formasi, 1/psi

ρg = densitas gas, lbf/ft3

ρw = densitas air, lbf/ft3

μg = viskositas gas, cp

SG = specific gravity

J = productivity index of well

Q = laju produksi (stb/hari)

= tekanan rata-rata reservoir (psi)

= tekanan alir dasar sumur (psi)

= gradient tekanan fluida dalam tubing

= densitas rata-rata fluida

= mixture velocity (ft/s)

D = ID tubing (in)

Swirr = Saturation water irreducable

Sor = Saturation oil residual

Krw = Permeabilitas relative water

Kro = Permeabilitas relative oil

DAFTAR PUSTAKA

1. Schlumberger. Gas Lift Technology.

2. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide.

Schlumberger Information Solution.

3. Takacs, Gabor. Gas Lift Manual. PennWell

Corporation, 2005.

4. Guo, Buyon. Petroleum Production Engineering

: A Computer –Assisted Approach. Elsevier

Science & Technology Books. 2007.

5. Nurdin, Syaiful . Closed Rotative Gas Lift

Optimization FOXTROT Area BP West

Java.2008. Tesis.

6. Brown, K.E., et al, The Technology of Artifial

Lift method, Volume 2a, The Petroleum

Publishing Company, Tulsa, 1980.

7. Brown, K.E., et al, The Technology of Artificial

Lift Method : Production Optimization of Oil

and Gas Wells by Nodal System Analysis,

Volume 4, PennWell Book, 1984.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

skenario 1 skenario 2 skenario 3 natural

Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang...

Documents

Transcript of Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang...