ANALISA PENURUNAN PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODE ANALITIK UNTUK SUMUR SATU FASA UAP DECLINE ANALYSIS USING ANALYTICAL METHOD FOR DRY STEAM WELL Oleh Dimas Satriawulan* Nenny M. Saptadji** Abstract Decline Analysis is analysis with purposes to define production change of a well in certain period, construct the trend and then forecast it as well performance prediction. Fetkovich Method has been used as guideline to simulate gas/geothermal well production performance. It has been used widely and give an accurate model of production performance. But, there is a weakness in Fetkovich Method, which is it’s difficult to understand the change of parameter stabilization production coefficient and deliverability exponent with their correlation in wellbore or reservoir. Acuna and Pasaribu (2010) can handle this problem with anaylitical method through parameter of friction coefficient in wellbore and productivity index in reservoir. Basic concept of this method is based on derivation of mass rate equation to pressure loss that occur in wellbore and reservoir. Through this study, we found that analytical method has successfully create production model for another dry steam well with accurate result compared to its actual data, with the value of friction coefficient in wellbore between 1-2 kg/s.bar, productivity index in reservoir between 5.E-11 – 5.5E-10 m3, and decline rate from 0.5 – 8.53 % per year. Nevertheless, analytical method can’t successfully create a production model for a well with 7” liner. That’s why, further review is needed for the method to define causes of this problem. Keywords: Decline Analysis, Analytical Method, Friction Coefficient, Productivity Index, Matching Production Data. Sari Analisa Kinerja Produksi adalah suatu analisa untuk mengetahui perubahan produksi suatu sumur terhadap waktu, lalu membentuk grafik kecenderungan produksinya yang kemudian diproyeksikan ke waktu mendatang sebagai prediksi kemampuan produksi sumur. Metode Fetkovich telah digunakan sebagai acuan untuk memodelkan kemampuan produksi sumur gas/panas bumi. Metode ini berhasil memodelkan kemampuan produksi sumur terhadap waktu dan telah dipakai secara luas. Namun, terdapat kelemahan dalam metode ini yaitu sulitnya memahami perubahan parameter koefisien stabilisasi produksi dan eksponen deliverability dengan keadaan di lubang sumur atau reservoir. Acuna dan Pasaribu (2010) berhasil mengatasi masalah ini dengan metode analitik melalui parameter koefisien gesekan di lubang sumur dan productivity index di reservoir. Konsep metode analitik didasarkan pada penurunan persamaan aliran massa uap terhadap penurunan tekanan yang terjadi di lubang sumur dan reservoir. Hasil analisis seluruh sumur membuktikan bahwa metode analitik telah berhasil memodelkan kemampuan produksi sumur satu fasa uap lain dengan hasil yang akurat terhadap data produksi aktualnya, dengan rentang nilai koefisien gesekan antara 1-2 kg/s.bar, productivity index antara 5.E-11 – 5.5E-10 m3, dan laju penurunan produksi dari 0.5 – 8.53 % per tahun. Namun demikian, ternyata metode analitik tidak mampu memodelkan produksi untuk sumur dengan liner 7”. Karenanya, perlu dilakukan analisa lanjutan pada metode analitik untuk mengetahui penyebab pasti dari permasalahan tersebut. Kata Kunci : Analisa Penurunan Produksi, Metode Analitik, Koefisien Gesekan, Productivity Index, Matching Data Produksi. * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB ** Dosen Pembimbing Mahasiswa Program Studi Perminyakan I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Dalam dunia panas bumi maupun dunia perminyakan, analisa kinerja sumur menjadi suatu bagian yang sangat penting untuk menentukan kemampuan produksi suatu sumur hingga waktu Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
tertentu. Metode analisa yang digunakan pada dasarnya dengan cara observasi data-data sumur yang ada (data produksi, data geometri sumur, dll) untuk mengetahui grafik kecenderungan produksi sumur terhadap waktu. Kemudian grafik produksi tersebut diekstrapolasikan pada periode yang akan datang sebagai prediksi kemampuan produksi. Melalui analisa ini, dapat diketahui saat-saat 1
dimana terjadi penurunan produksi yang signifikan, sehingga dapat segera diambil tindakan yang tepat pada sumur tersebut untuk menjaga keberlangsungan produksi. Pada bahasan kali ini, akan dikaji lebih lanjut tentang analisa kinerja sumur panas bumi untuk aliran satu fasa uap. Fetkovich menemukan persamaan empiris yang mampu memodelkan kemampuan produksi sumur gas/panas bumi dengan persamaan sebagai berikut. W
Co( Pr 2
Pwf 2 ) n
(1)
dimana W adalah laju alir massa, Pr adalah tekanan reservoir, Pwf adalah tekanan alir dasar sumur, Co adalah koefisien stabilisasi produksi, dan n adalah eksponen deliverability (0.5 = turbulen,1= laminer). Nilai Co dan n diketahui tidak konstan terhadap waktu, karenanya perlu dilakukan tes deliverability untuk memperbarui parameter persamaan tersebut. Metode Fetkovich telah dipakai secara luas dan berhasil memodelkan perubahan produksi sumur sesuai dengan data aktualnya. Namun, salah satu kelemahan metode ini yaitu sulitnya memahami maksud perubahan dari koefisien stabilisasi produksi (Co) dan eksponen deliverability (n) terhadap perubahan di lubang sumur atau reservoir. Apakah perubahan koefisien tersebut akibat perubahan di lubang sumur atau di reservoir masih belum bisa dipastikan. Selain itu, sulit pula untuk mengetahui hubungan langsung dari perubahan Co dan n terhadap parameter terukur lain, seperti productivity index maupun koefisien gesekan di lubang sumur. Acuna dan Pasaribu (2010) telah menurunkan persamaan kinerja produksi sumur secara analitik berdasarkan parameter terukur yang mudah dipahami. Dari persamaan ini, akan didapatkan parameter lain yaitu koefisien gesekan (CWB) yang terjadi di lubang sumur dan Productivity Index (PI”) di reservoir. Berdasarkan pengalaman di lapangan, koefisien CWB dan PI” tidak akan mengalami banyak perubahan kecuali ada perubahan karakteristik di lubang sumur (geometri) atau di reservoir (permeabilitas, kualitas steam). Dengan demikian, adanya perubahan dari parameter tersebut menunjukkan adanya kendala di daerah yang sama pula, sehingga dapat segera diambil tindakan yang tepat untuk menanggulangi permasalahan tersebut. Selain itu, seperti dengan metode lain, metode ini juga mampu memberikan analisa penurunan produksi dengan tekanan alir kepala sumur yang dinormalisasi, sehingga dapat diketahui grafik penurunan produksi secara jelas berikut laju penurunan produksi sumur tersebut per tahunnya.
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Dengan demikian, metode analitik memiliki kelebihan tersendiri dalam menganalisa kinerja produksi sumur dibandingkan Metode Fetkovich. Metode ini telah diterapkan di lapangan satu fasa uap Darajat, dan model produksinya sangat akurat dengan data produksi aktualnya. Namun sampai saat ini metode tersebut baru diterapkan di lapangan Darajat saja, belum diterapkan ke lapangan panas bumi satu fasa uap lainnya. Karena itu, maksud dari penetian ini adalah menerapkan metode analitik pada lapangan satu fasa uap lain untuk diuji reliabilitasnya. 1.2 Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah : 1. Mengembangkan model perubahan produksi terhadap waktu dengan menggunakan metode analitik untuk sumur satu fasa uap dari lapangan lain. 2. Memvalidasikan model perubahan produksi dengan data produksi aktual (proses matching). 3. Memprediksi grafik kecenderungan produksi sumur untuk periode mendatang. 4. Menganalisa penurunan produksi sumur melalui normalisasi tekanan alir kepala sumur untuk diketahui laju penurunan produksinya. II. METODOLOGI Acuna dan Pasaribu (2010) menemukan metode analitik dengan cara menurunkan persamaan aliran massa uap terhadap penurunan tekanan pada dua titik pengamatan yang berbeda, yaitu di lubang sumur dan di reservoir. Kedua persamaan itu kemudian digabungkan dengan mensubtitusi salah satu variabel untuk mendapatkan satu persamaan aliran massa uap dari reservoir hingga kepala sumur. Berikut adalah proses penurunan persamaan aliran massa uap berikut asumsi yang digunakan untuk tiap titik pengamatan. 2.1 Lubang Sumur (Wellbore) Untuk menyederhanakan permasalahan dalam penurunan persamaan, asumsi-asumsi yang digunakan di kondisi lubang sumur antara lain : 1. Fluida yang mengalir dalam pipa adalah uap murni, tanpa mengandung padatan, larutan garam, maupun gas-gas yang tidak dapat terkondensasi seperti H2S, CO2, dsb. 2. Seluruh fluida masuk ke dalam lubang sumur melalui slotted liner. 3. Selama fluida produksi mengalir tidak terjadi perpindahan panas dan kehilangan panas di sepanjang lubang sumur (adiabatic flow). 4. Penurunan tekanan akibat pengaruh akselerasi diabaikan. 2
5. Nilai faktor gesekan dari titik pusat feedzone hingga kepala sumur dianggap konstan. Titik pusat feedzone adalah titik tengah dari seluruh feedzone berdasarkan perbandingan kontribusi produksinya. Menurut Hukum Keseimbangan Energi untuk aliran gas dalam pipa, kehilangan tekanan di lubang sumur dipengaruhi oleh faktor friksi, statik, dan akselerasi. dP dz
dP dz
dP dz
dP dz
friksi
fM v2 2d
dP dz
statik
( 2) akselerasi
vdv dz
g sin
dP dz
Q2 2d
A2
g
0
(4)
Ubah laju alir volum (Q) menjadi laju alir massa (W). dP dz
W2
fM
2
A2
g
2d
(5)
fM H W 2
gH
2dA 2
Pwf
Pf gH
C"
W2
Pf
gH
C"
W2
C ( Pwf
Pf )
(12 )
(2 CgH )
Pada persamaan (12), variabel densitas (ρ) masih terdapat di kedua ruas. Penurunan dengan mengelompokkan densitas dalam satu ruas dilakukan hingga didapat persamaan eksplisit densitas sebagai berikut. C ( Pwf
Pf )
( 13 )
2
Persamaan (13) adalah persamaan penentuan densitas berdasarkan titik observasinya. Dan karena pada persamaan (13) titik observasinya adalah dasar sumur dan kepala sumur, maka tekanan yang digunakan adalah tekanan dasar sumur dan tekanan kepala sumur. Namun bila titik observasinya berbeda, maka penggunaan tekanannya tinggal menyesuaikan saja. Dari persamaan (8) dan (12), terdapat variabel yang sama yaitu Pwf – gH. Variabel ini kita subtitusi menjadi Pwfg (Pwf dengan koreksi tekanan statik) sebagai berikut. Pwf
gH
Pwfg
( 14 )
Subtitusi persamaan (12) dan (14) ke persamaan(8). gH
Pf
C"
W2 gH
C ( Pwf
( 15 )
Pf )
(2 CgH ) Pwfg
Pf
C"
W C ( Pwfg
2
( 16 )
Pf )
(2 CgH )
Selanjutnya, turunkan persamaan (16) hingga didapat persamaan aliran massa uap sebagai berikut.
(8)
Persamaan (17) adalah persamaan aliran massa uap untuk kondisi lubang sumur.
(9)
Pf )
( 11 )
W
Densitas uap di tiap titik kedalaman lubang sumur berbeda tergantung tekanannya. Oleh karena itu, dilakukan perata-rataan nilai densitas untuk keadaan di dasar sumur dan kepala sumur. 2
Pf )
(7)
Nilai densitas uap dapat didekati secara proporsional terhadap nilai tekanan, dengan menggunakan konstanta C = 5.017×10-6 s2/m2. C P
gH
gH
(6)
Subtitusi perbedaan tekanan yang terjadi lubang sumur dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf) dan tekanan alir kepala sumur (Pf). Kemudian bentuk variabel baru (C”) dari fungsi faktor gesekan dan geometri sumur, menjadi : Pwf
C ( Pwf
C ( Pwf
Pwf
Integralkan persamaan (5) menjadi : P
(2 CgH )
(3)
Untuk diameter yang konstan, kecepatan alir uap tidak banyak berubah untuk tiap titik kedalaman sehingga faktor akselerasi dapat diabaikan. Patokan elevasi yang digunakan adalah elevasi vertikal sehingga θ = 90o. Kemudian ubah variabel laju alir (v) menjadi laju alir volum per area (Q/A), sehingga persamaan (3) menjadi: fM
Perbedaan tekanan di dasar sumur dan kepala sumur juga dipengaruhi tekanan hidrostatik yang otomatis juga mempengaruhi nilai densitas uap.
( 10 )
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
CWB ( Pwfg 2
Pf 2 ) 0.5
( 17 )
2.2 Reservoir Untuk menyederhanakan permasalahan dalam penurunan persamaan, asumsi-asumsi yang digunakan di kondisi reservoir antara lain : 1. Persamaan aliran menurut pola aliran radial. 2. Efek Non-Darcy Flow dapat diabaikan dengan alasan : a. Sumur panas bumi umumnya memiliki nilai permeabilitas yang besar dikarenakan tipe 3
reservoir panas bumi yang memiliki banyak open fracture. b. Uap masuk ke dalam pipa melalui slotted liner sepanjang liner tersebut (tidak seperti selang perforasi). c. Sumur panas bumi sekarang umumnya memiliki diameter lubang sumur yang besar. Laju alir volum sama dengan perkalian dari productivity index sumur dengan perbedaan tekanannya sebagai berikut : Q
PI
P
( 18 )
Ubah laju alir volum (Q) menjadi laju alir massa (W) dan keluarkan variabel viskositas (µ) dari PI, menjadi : W
PI "
( Pr
Pwf )
( 19 )
Subtitusi nilai densitas dari persamaan (13) ke persamaan (19). Karena titik pengamatan di reservoir, maka tekanan yang mempengaruhi perubahan nilai densitas adalah tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur. W W
W
PI " PI "
( Pr
Pwf )
( Pr
Pwf )
PI "( Pr 2
( 20 )
C ( Pr
Pwf ) 2
Pwf 2 ) C
2
( 21 )
( 22 )
Subtitusi nilai C menurut persamaan (9) untuk keadaan reservoir. W W
PI " ( Pr 2
Pwf 2 ) 2
PI " ( Pr 2
W
Pr
Pwf 2 )
PI " ( Pr 2
Pwf 2 )
2 r Pr
( 23 ) ( 24 )
Persamaan (25) dikoreksi dengan tekanan statik agar bisa disubtitusikan dengan persamaan aliran di lubang sumur, menjadi : W Pwfg 2
PI " ( Prg 2 2 Prg 2
Pwfg 2 )
rg Prg
2
rg
PI "
Prg W
PI "
( 26 ) ( 27 )
Persamaan (26) adalah persamaan aliran massa uap untuk kondisi di reservoir. Selanjutnya, gabungkan kedua persamaan aliran di lubang sumur dan di reservoir dengan mensubtitusi persamaan (27) ke persamaan (17) menjadi :
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
rg
Prg W
PI "
Prg
vrg
2 kh re ln( ) S rw
P f 2 ) 0.5
( 28 )
( 29 )
1 2
CgH (Pr 2 CgH vr( 1) 2
Pr
Pf )
( 30 )
( 31 )
PI” dalam m3, Prg dalam bara, dan vrg dalam m2/s. Persamaan (28) inilah yang digunakan untuk menganalisa kinerja dari sumur panas bumi untuk aliran satu fasa uap. Di persamaan (28) terdapat variabel laju alir massa uap di kedua ruas. Laju alir massa uap di ruas kanan adalah laju alir massa uap hasil pengukuran (Wobs), dan laju alir massa uap di ruas kiri adalah laju alir massa uap hasil perhitungan kembali (Wcalc). Inti analisa adalah menyamakan nilai Wobs dan Wcalc melalui trial error nilai PI” dan CWB. Kemudian, untuk menganalisa laju penurunan produksi per tahunnya, dapat digunakan persamaan aliran massa uap eksplisit dari persamaan (28) dengan menormalisasi data tekanan kepala sumur kedalam satu tekanan kepala sumur operasi. Persamaan eksplisit laju alir massa uap sebagai berikut. Prg 2
CWB 2
A
Pf 2
0.5
CWB 2
vrg PI "
Prg
( 32 )
dimana : A
1 1 CWB
( 25 )
2
CWB ( Prg 2
dimana :
W
Pr
2
W
2
vrg
( 33 )
2
PI "
III. APLIKASI METODE Untuk menggunakan metode ini, terdapat beberapa data yang sebaiknya tersedia agar analisis dapat berjalan dengan baik. Data-data tersebut antara lain: 1. Data produksi berikut data penutupan sumur (shut in), sebagai data utama analisis dan untuk menentukan profil tekanan reservoir. 2. Data running PTS (Pressure-TemperatureSpinner) untuk menentukan letak feedzone berikut persen kontribusinya, sehingga dapat ditentukan letak titik tengah feedzone dari sumur tersebut. 3. Data running tool untuk mengecek seandainya terdapat pembentukan scale atau kerusakan lain
4
di lubang sumur (penentu parameter yang diubah). 4. Data well report / field report harian yang berisi kegiatan / kejadian apapun yang mempengaruhi profil produksi. Berfungsi sebagai cross-check apabila terdapat perubahan profil produksi yang tidak sesuai dengan pemodelan dari metode ini. 5. Data geometri sumur. Sayangnya, pada analisa kali ini, data running tool dan data well report tidak tersedia. Akibatnya, seandaikan ada profil produksi yang melenceng dari pemodelan, penulis tidak tahu secara pasti apa yang menyebabkan perubahan tersebut dan parameter apa yang harus diubah agar profil produksi kembali sesuai dengan pemodelan. Hal ini ditanggulangi dengan memprediksi penyebab perubahan profil produksi dengan data yang ada. Untuk penentuan perubahan parameter disesuaikan berdasarkan perubahan grafik produksi pada periode tersebut. Data produksi dan data PTS pun sedikit kurang lengkap sehingga mungkin sedikit mempengaruhi dalam penentuan profil tekanan reservoir. Beberapa data produksi sumur tidak lengkap hingga periode 2010. Namun hal ini tidak menjadi masalah, karena dengan data yang ada sudah bisa ditentukan grafik produksinya berikut variabel CWB dan PI”-nya. Berikut adalah prosedur pengolahan data untuk analisa kinerja sumur dan laju penurunan produksi dengan Metode Acuna dan Pasaribu (2010). 3.1 Rekonstruksi Profil Tekanan Reservoir Untuk rekonstruksi tekanan reservoir dari sumur, diperlukan data produksi berikut pula dengan data penutupan sumur (shut in) dan data PTS untuk menentukan titik tengah feedzone dari sumur tersebut. Data penutupan sumur ini adalah tekanan kepala sumur pada keadaan statik. Tiap-tiap data penutupan sumur dipisahkan oleh data produksi. Untuk memprediksi tekanan kepala sumur statik (TKS shut in) pada saat produksi, dilakukan interpolasi dari dua data penutupan sumur yang mengapit data produksi berdasarkan gradien penurunan tekanan harian dari periode tersebut.
Untuk TKS Shut in prediksi, grafik tekanan dibuat berdasarkan gradien penurunan tekanan per hari pada periode sebelumnya, dengan mengasumsikan bahwa beban produksi tetap. Pada keadaan statik (shut in), tekanan di lubang sumur pada elevasi yang sama akan bernilai sama. TKS shut in adalah tekanan pada keadaan statik di kepala sumur. Maka untuk mengubah TKS shut in menjadi tekanan reservoir, perbedaan nilai tekanan hanya dipengaruhi oleh keadaan statik akibat perbedaan elevasi. Berdasarkan hasil studi, hubungan antara TKS dan Pr pada keadaan statik mengikuti fungsi eksponensial dengan persamaan sebagai berikut. Pr
Psi exp( 4.94178 10
5
H)
( 34 )
dimana H (m) adalah titik tengah produksi berdasarkan kontribusi masing-masing feedzone. Dengan mengubah TKS shut in dengan persamaan (34), akan didapatkan profil tekanan reservoir pada sumur tersebut. 3.2 Penentuan Viskositas Kinematik, Tekanan Reservoir dan Viskositas Kinematik dengan koreksi Tekanan Statik Nilai viskositas kinematik dari uap dapat didekati sebagai fungsi dari tekanan (bar) dengan persamaan sebagai berikut. vr
(2.6501687 109 P 8.8934068 109 )
1
( 35 )
Kemudian, nilai Pr dan vr tiap hari yang telah didapatkan dikoreksi dengan tekanan statik seperti pada persamaan (30) dan (31). 3.3 Matching Data Produksi dan Prediksi Laju Produksi untuk Periode Berikutnya Proses matching ini dilakukan dengan menggunakan data produksi, data tekanan reservoir (Pr), data viskositas kinematik (vr), dan data tekanan reservoir dan viskositas kinematik dengan koreksi tekanan statik (Prg dan vrg). Data-data tersebut kemudian diolah dengan menggunakan persamaan (28) dan mengikuti proses seperti yang dijelaskan di persamaan tersebut. Untuk mempermudah proses matching, dilakukan log-log plot antara Wobs dan Wcalc. Nilai Wobs dan Wcalc akan mendekati sama bila kumpulan data dari kedua data tersebut terletak di garis dengan kemiringan = 1.
Gambar 1. Profil TKS Shut in dan TKS Shut in prediksi. Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Untuk keadaan awal, set nilai CWB initial sama dengan 1 kg/s.bar. Kemudian variasikan nilai PI” hingga kumpulan data berada di garis sejajar dengan kemiringan = 1 seperti pada Gambar 2. 5
Umumnya rentang nilai PI” antara orde -10 (paling baik) hingga -12 (paling buruk). Perlu dingat disini satuan PI” adalah m3. Dan untuk konversi ke Darcy-meter (D-m), konversi 1 Darcy sama dengan 10-12 m2.
perhitungan analisis. No. 1. 2. 3. 4. 5.
Gambar 2. Matching Data Produksi (1). Selanjutnya, ubah nilai CWB hingga kumpulan data tepat berada di garis dengan kemiringan = 1 seperti Gambar 3.
sehingga harus
dihilangkan
Tabel 1. Contoh Kesalahan Data. TKS Wobs Tanggal (bar) (kg/s) 15 Juni (P) 20.96 41.31 16 Juni (P) 20.93 2.05 17 Juni (Si) 31.22 0 18 Juni (Si) 31.72 0 19 Juni (Si) 32 0 20 Juni (Si) 32.05 0 21 Juni (P) 21.56 15.46 22 Juni (P) 20.56 42.16 23 Juni (P) 20.48 0 24 Juni (Si) 20.83 0 25 Juni (P) 0 0 Ket : P = Produksi ; Si = Shut in
dari
Wcalc (kg/s) 39.25 47.89 6.47 3.45 0.7 0.7 43.89 39.83 0
Untuk prediksi laju alir massa uap pada periode berikutnya, dapat digunakan persamaan (32). Data CWB dan PI” yang digunakan adalah data saat periode produksi terakhir dengan menggunakan data tekanan kepala sumur operasi sesuai dengan periode produksi terakhir pula. Pada matching produksi harian seperti Gambar 4, data diambil tiap 2 minggu sekali agar garis data aktual dan model terlihat jelas dan grafik tidak terlalu padat.
Gambar 3. Matching Data Produksi (2). Pada Gambar 3, tampak data-data yang menyimpang dari garis sudah tidak ada. Data-data yang menyimpang hingga lebih dari 15-20% sengaja tidak dimasukkan, namun dengan alasan yang jelas. Berbagai alasan tersebut antara lain : 1. Saat akan dilakukan penutupan sumur, biasanya laju alir massa uap langsung drop walaupun perbedaan tekanan masih kecil. 2. Saat penutupan sumur di hari pertama, laju alir massa uap langsung 0 kg/s walaupun pada saat itu TKS shut in belum stabil hingga mencapai TKS shut in sebenarnya. 3. Saat sumur akan diproduksi kembali, biasanya laju alir massa uap meningkat perlahan hingga dicapai kondisi stabil. 4. Data-data yang error. 5. Laporan tidak ditemukan. Dibawah ini adalah Tabel 1 yang memberikan contoh-contoh data yang bermasalah sesuai dengan nomornya, yang menyebabkan error-nya
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Gambar 4. Matching Data Produksi Harian dan Prediksi Laju Alir Produksi. 3.4 Analisa Laju Penurunan Produksi Analisa laju penurunan produksi dilakukan dengan menormalisasi tekanan kepala sumur yang beragam ke dalam satu tekanan kepala sumur operasi, sehingga terlihat grafik penurunan produksi dari sumur tersebut. Dengan menggunakan persamaan (32), analisa laju penurunan produksi diterapkan dari awal hingga akhir periode produksi. Untuk mempermudah analisis, digunakan decline eksponensial (pesimistik) untuk menentukan decline rate produksi-nya seperti pada Gambar 5.
6
Gambar 5. Analisa Laju Penurunan Produksi dengan Tipe Decline Eksponensial.
Gambar 8. Matching Data Produksi Sumur X-1 sampai Februari 2010.
IV. HASIL DAN ANALISIS Metode ini diaplikasikan pada 4 sumur satu fasa uap dari dua lapangan, yaitu sumur X-1, Y-1, Y-2, dan Y-3. Perbedaan besar dari dua lapangan ini ada pada konfigurasi sumurnya. Sumur X menggunakan konfigurasi 1 dan sumur Y menggunakan konfigurasi 2 (Gambar 6).
Gambar 9. Matching Data Produksi Harian Sumur X-1 sampai Mei 2009.
Gambar 6. Konfigurasi Sumur. Berikut ini adalah hasil analisis untuk seluruh sumur dengan Metode Acuna dan Pasaribu. 1. Sumur X-1 Periode Produksi : Nov 1999 – Mei 2009. Periode Prediksi : Mei 2009 – Feb 2010.
Gambar 7. Profil TKS Shut in Sumur X-1. Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Gambar 10. Matching Data Produksi Harian Sumur X-1 sampai Februari 2010.
Gambar 11. Profil Laju Penurunan Produksi Sumur X-1 sampai Mei 2009. 7
Hasil Analisis : Tabel 2. Hasil Analisis Sumur X-1. CWB PI” Di (% per tahun) Periode (kg/s.bar) (m3) Analitik Fetkovich Nov99 – Mei99 2 1.3E-10 2.59% Ket : TKS normalisasi = 13 bara Untuk sumur X-1, nilai CWB dan PI” tidak berubah dan model penurunan produksinya valid dengan data aktualnya, begitu pula dengan model prediksinya. Dengan demikian, model sukses merepresentasikan produksi aktual sumur X-1. 2. Sumur Y-1 Periode Produksi : Okt 2003 – Jan 2007. Periode Prediksi : Feb 2007 – Nov 2008.
Gambar 12. Profil TKS Shut in Sumur Y-1.
Gambar 15. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-1 sampai November 2008.
Gambar 16. Profil Laju Penurunan Produksi Sumur Y-1 sampai November 2008. Hasil analisis : Tabel 3. Hasil Analisis Sumur Y-1. CWB PI” Di (% per tahun) Periode (kg/s.bar) (m3) Analitik Fetkovich Okt03 – Jan07 1.13 5.5E-10 0.536% Feb07 – Nov08 1.07 5.5E-10 0.544% Ket : TKS normalisasi = 13 bara
Gambar 13. Matching Data Produksi Sumur Y-1 sampai November 2008.
Pada Gambar 15, terlihat bahwa ada sedikit penurunan produksi yang terjadi pada awal tahun 2007. Namun pada Gambar 12, terlihat jelas pula bahwa TKS operasi pada sumur Y-1 masih sama, hanya produksinya yang menurun. Analisis penulis pada kasus ini adalah penurunan laju produksi yang normal, akibat adanya penurunan kemampuan produksi, entah di reservoir atau di lubang sumur (tidak ada data running tool untuk mengecek keadaan casing). Disini, variabel CWB yang diubah karena pola grafik produksi setelah terjadi penurunan produksi dengan sebelumya masih sama. (PI” mengubah pola produksi, CWB sebagai faktor pengali mengubah naik turunnya grafik produksi).
Gambar 14. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-1 sampai Januari 2007. Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
8
3. Sumur Y-2 Periode Produksi : Juni 2000 – Juli 2006. Periode Prediksi : Agustus 2006 – Nov 2008.
Gambar 20. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-2 sampai November 2008. Gambar 17. Profil TKS Shut in Sumur Y-2.
Gambar 21. Profil Laju Penurunan Produksi Sumur Y-2 sampai November 2008. Hasil analisis : Gambar 18. Matching Data Produksi Sumur Y-2 sampai November 2008.
Gambar 19. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-2 sampai Juli 2006.
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Tabel 4. Hasil Analisis Sumur Y-2. CWB PI” Di (% per tahun) Periode (kg/s.bar) (m3) Analitik Fetkovich Jun00 – Okt03 1.9 5.0E-11 8.533% 8.9% Okt03 – Nov08 1.25 5.0E-11 2.223% 2.46% Ket : TKS normalisasi = 13 bara Dari Gambar 19, terlihat adanya penurunan produksi yang signifikan pada bulan Oktober 2003, dan ini berimbas pada penurunan nilai CWB pada waktu tersebut. Penyebab penurunan produksi pada waktu tersebut dapat dipastikan dengan jelas, yaitu karena adanya kegiatan kerja ulang (workover) yang dilakukan pada bulan Oktober 2003 hingga akhir tahun. Kegiatan kerja ulang itu adalah melakukan tie back pada casing diameter 13 3/8”(pemasangan casing ulang dengan diameter yang lebih kecil), sehingga mengubah konfigurasi casing untuk sumur Y-2. Hal ini dilakukan karena adanya kerusakan pada casing diameter 13 3/8”, yang diketahui melalui running log caliper, sehingga selang kedalaman tersebut di-tie back dengan casing 9 5/8”. Pengurangan diameter ini 9
berakibat pada penurunan laju produksi sehingga grafik produksi menurun secara signifikan.
Gambar 24. Matching Data Produksi Sumur Y-3 sampai November 2008.
Gambar 22. Konfigurasi 2 setelah Proses Tie Back. Pada Gambar 19, terlihat terjadi penyimpangan antara data aktual dan model sebelum dilakukan kerja ulang (Oktober 2003). Hal ini kemungkinan besar terjadi akibat kerusakan casingnya pada diameter 13 3/8” di sumur Y-2 yang menyebabkan produksi menurun, sehingga dilakukan kegiatan kerja ulang (tie back). Kegiatan kerja ulang ini juga dilakukan pada sumur Y-1 dan sumur Y-3. Namun penurunan produksi yang signifikan tidak terjadi di sumur Y-1, karena memang sumur Y-1 baru berproduksi setelah kegiatan workover selesai, sehingga tidak terjadi penurunan grafik produksi.
Gambar 25. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-3 sampai Februari 2007.
4. Sumur Y-3 Periode Produksi : Juni 2000 – Jan 2007. Periode Prediksi : Feb 2007 – Nov 2008.
Gambar 26. Matching Data Produksi Harian Sumur Y-3 sampai November 2008.
Gambar 23. Profil TKS Shut in Sumur Y-3. Gambar 27. Profil Laju Penurunan Produksi Sumur Y-3 sampai November 2008. Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
10
Hasil Analisis : Tabel 5. Hasil Analisis Sumur Y-3. CWB PI” Di (% per tahun) Periode (kg/s.bar) (m3) Analitik Fetkovich Jun00 – Okt03 1.63 5.5E-10 5.456% 4.516% Okt03 – Nov08 1.05 5.5E-10 0.538% 0.44% Ket : TKS normalisasi = 13 bara Seperti halnya dengan sumur Y-2, tie back casing pun dilakukan pada sumur Y-3. Karena itulah pada Gambar 26, terjadi penurunan produksi pada waktu yang sama pula (Oktober 2003). V. DISKUSI Analisis kinerja produksi dengan menggunakan metode analitik pada sumur di lapangan X dan Y menghasilkan model produksi yang cukup valid terhadap data produksi aktualnya. Namun ternyata tidak selalu demikian. Terdapat satu kasus, yaitu untuk sumur di lapangan Z, dimana proses validasi model penurunan produksi dengan data aktual tidak bisa cukup valid dengan satu / beberapa variabel CWB dan PI”. Berikut adalah hasil analisisnya. Sumur Z-1 Periode Produksi : Jan 1997 – Okt 2008.
Pada Gambar 29, perbedaan warna pada model menunjukkan perbedaan nilai pada variabel CWB dan PI”-nya. Hasil ini bertentangan di poin pendahuluan yang menyatakan bahwa koefisien CWB dan PI” tidak akan mengalami banyak perubahan kecuali ada perubahan karakteristik di lubang sumur (geometri) atau di reservoir (permeabilitas, kualitas steam). Dan sepertinya, tidak mungkin apabila sumur Z-1 ini mengalami banyak perubahan baik di lubang sumur atau reservoir hingga menghasilkan variasi CWB dan PI” sebanyak itu. Beberapa analisis telah dicoba diterapkan untuk menjawab permasalahan di sumur Z-1 meskipun masih menemui jalan buntu. Kecurigaan utama terletak pada persamaan aliran massa uap terhadap perbedaan tekanan di lubang sumur (wellbore). Analisis dari penulis adalah sebagai berikut : 5.1 Reliabilitas Persamaan Aliran di Lubang Sumur (Wellbore) dari Metode Analitik Perlu diketahui bahwa sumur Z-1 menggunakan konfigurasi yang berbeda dengan sumur di lapangan X dan Y. Konfigurasi casing yang digunakan adalah konfigurasi standar dengan diameter liner 7”, seperti pada Gambar 30. Karena itulah, kemungkinan pertama penyebab sulitnya memvalidasi model dengan data aktual adalah perbedaan konfigurasi casing ini.
Gambar 28. Profil TKS Shut in Sumur Z-1.
Gambar 30. Konfigurasi Sumur Z-1.
Gambar 29. Matching Data Produksi Harian Sumur Z-1 sampai November 2008.
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Untuk sumur dengan liner 7”, kecepatan aliran uap bisa menjadi lebih besar kira-kira 1.89 kali (perbandingan diameter kuadrat) bila dibandingkan dengan kecepatan aliran uap di sumur dengan liner 9 5/8”. Dengan kecepatan sebesar itu, tentunya friksi yang dihasilkan akan lebih besar. Analisa pertama, persamaan aliran massa uap di lubang sumur dari metode analitik tidak mampu memodelkan aliran untuk sumur dengan liner 7” akibat friksi yang terlalu besar. Karena itu dilakukan pengujian reliabilitas persamaan (17) 11
sebagai persamaan aliran massa uap di lubang sumur dengan cara memvalidasi nilai laju alir massa uap yang dihitung menggunakan wellbore simulator dengan perhitungan kembali menggunakan persamaan (17). Proses pengujiannya yaitu tekanan dasar sumur diset 30 bar dengan titik tengah feedzone di kedalaman 2000 m. Lalu dengan nilai laju alir massa uap yang berbeda-beda, tentukan tekanan alir kepala sumur dengan perhitungan tekanan bottom up menggunakan wellbore simulator. Kemudian, dengan menggunakan data tekanan dasar sumur dan tekanan kepala sumur yang diperoleh dari wellbore simulator, hitung kembali laju alir massa uap dengan persamaan (17). Hasilnya sebagai berikut :
Gambar 31. Matching Metode Analitik dan Wellbore Simulator untuk konfigurasi sumur X.
Gambar 32. Matching Metode Analitik dan Wellbore Simulator untuk konfigurasi sumur Y.
Gambar 33. Matching Metode Analitik dan Wellbore Simulator untuk konfigurasi sumur Z. Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
Ternyata dari hasil matching, didapatkan hasil yang cukup valid, untuk seluruh konfigurasi casing di lapangan X, Y, dan Z. Karena itu, dapat disimpulkan bahwa persamaan aliran massa uap di lubang sumur dari metode analitik masih bisa digunakan dengan hasil yang valid untuk sumur dengan konfigurasi standar (liner 7"). 5.2 Pengaruh Percepatan Aliran Uap di Sumur dengan Liner 7” Seperti telah dijabarkan sebelumnya, kecepatan alir uap di sumur dengan liner 7” akan lebih besar dibandingkan di sumur dengan liner 9 5/8”. Disini akan diamati apakah dalam kecepatan yang besar ini terdapat kontribusi dari percepatan aliran uap yang signifikan atau tidak. Karena bila memang ada, tentunya percepatan aliran akan mempengaruhi nilai perbedaan tekanan di sepanjang lubang sumur. Pengujian ini dilakukan pada konfigurasi casing Z1 saja (Gambar 30), untuk mengetahui seberapa signifikan penurunan tekanan akibat percepatan aliran terhadap penurunan tekanan total di lubang sumur. Pengujian dilakukan melalui perhitungan kehilangan tekanan top down untuk satu fasa uap. Proses perhitungan dilakukan tiap kedalaman 4 meter, tekanan kepala sumur di set pada nilai 13 bar dan laju alir massa sebesar 40 kg/s. Tabel 6. Persentase Kehilangan Tekanan untuk tiap faktor di Sumur Z-1. TVD ΔPfriksi ΔPstatik ΔPacc Tipe (m) (bar) % (bar) % (bar) % 4 CS 0.018 86 0.003 12.5 0.0003 1.5 8 CS 0.036 86.2 0.005 12.6 0.0005 1.3 12 CS 0.053 86.2 0.008 12.7 0.0007 1.2 16 CS 0.07 86.1 0.01 12.8 0.0009 1.1 20 CS 0.087 86.9 0.013 13.1 24 BL 0.465 93.7 0.016 3.3 0.0152 3.1 28 BL 0.522 93.7 0.02 3.5 0.0156 2.8 32 BL 0.573 93.6 0.023 3.8 0.0157 2.6 36 BL 0.619 93.5 0.027 4.1 0.0155 2.3 40 BL 0.658 93.7 0.032 4.5 0.0123 1.8 44 SL 0.416 90.1 0.036 7.8 0.0094 2.1 48 SL 0.442 89.8 0.041 8.2 0.0095 1.9 52 SL 0.465 89.5 0.045 8.7 0.0094 1.8 56 SL 0.487 89.1 0.050 9.2 0.0093 1.7 60 SL 0.506 90.1 0.055 9.9 Ket : CS = Casing ; BL = Blind Liner ; SL = Slotted Liner Untuk perhitungan kali ini, satu segmen casing dibatasi hanya sepanjang 20 m, tidak menggunakan panjang casing sebenarnya. Hal ini dimaksudkan hanya untuk mengamati kecenderungan kontribusi penurunan tekanan akibat akselerasi saja. Lagipula pada diameter yang konstan, kecepatan alir uap umumnya tetap dengan pertambahan akselerasi yang kecil sekali. 12
Perubahan kecepatan yang besar hanya terjadi di sambungan casing saja. Namun bila kita bandingkan antara panjang sambungan casing dengan panjang keseluruhan casing total, sudah jelas bahwa efek penurunan akselerasi sangat kecil dibandingkan efek friksi dan statik. Hal ini dibuktikan pada Tabel 6. Ternyata persentase penurunan tekanan akibat percepatan di Sumur Z-1 tidak begitu signifikan (1-3%), sehingga asumsi efek percepatan terhadap penurunan tekanan diabaikan masih valid untuk sumur Z-1. Dari 2 analisis tersebut masih belum bisa ditemukan penyebab sulitnya memvalidasikan model sumur Z-1 dengan data aktualnya. Karena itu, perlu adanya analisis lanjutan untuk memecahkan masalah di kasus sumur Z-1, baik dari sisi metode analitiknya maupun dari sisi kelengkapan dan kelayakan data dari sumur tersebut. VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan 1. Metode Analitik Acuna dan Pasaribu dapat digunakan untuk mengembangkan model penurunan produksi dengan hasil yang cukup valid terhadap data produksi aktualnya. 2. Metode analitik dapat digunakan untuk mengetahui laju penurunan produksi sumur dengan hasil yang cukup dekat dengan Metode Fetkovich. 3. Hasil analisis untuk keseluruhan sumur memberikan rentang nilai koefisien gesekan di lubang sumur (CWB) antara 1-2 kg/s.bar, rentang nilai productivity index (PI”) antara 5E-11 – 5.5E-10 m3, dan laju penurunan produksi (Di) dari 0.5 – 8.53 % per tahun. 4. Reliabilitas metode analitik untuk konfigurasi sumur standar (liner 7”) perlu dikaji kembali, baik dari sisi metodenya maupun kelengkapan data sumurnya sendiri. 6.2 Saran 1. Penggunaan metode ini sebaiknya ditunjang dengan data-data yang lengkap, seperti disebutkan di bagian APLIKASI METODE, agar proses analisis saat terjadi perubahan grafik produksi dapat dilakukan dengan baik berdasarkan bukti data yang kuat. 2. Manajemen sumur harus dilakukan dengan baik dalam hal jadwal penutupan sumur, laporan sumur, data running tool dan kelengkapan data yang lain agar penerapan metode analitik berhasil dengan baik. 3. Penentuan nilai CWB secara terpisah (dari PI”) melalui Wellbore Simulator menurut
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
konfigurasi sumurnya akan memberikan hasil yang lebih akurat. SIMBOL C Co C” CWB g H kh n Pf Pr Prg Psi Pwf Pwfg PI” re rw S W vr vrg
: konstanta pengali tekanan sebanding dengan densitas uap (5.017*10-6 s2/m2) : konstanta stabilisasi produksi (persamaan 1) : konstanta friksi (persamaan 3) : koefisien gesekan di lubang sumur (kg/s.bar) : percepatan gravitasi 9.806 (m/s2) : elevasi titik tengah feedzone (m) : transmisibility (m3) : eksponen deliverability (persamaan 1) : tekanan kepala sumur (bara) : tekanan reservoir (bara) : tekanan reservoir dengan koreksi tekanan statik (bara) : tekanan kepala sumur shut in di persamaan 34 (bara) : tekanan alir dasar sumur (bara) : tekanan alir dasar sumur dengan koreksi tekanan statik (bara) : productivity index sumur (m3) : Jari-jari pengurasan (m) : Jari-jari sumur (m) : skin (dimensionless) : laju alir massa uap (kg/s) : densitas uap (kg/m3) : viskositas kinematik pada tekanan reservoir (m2/s) : viskositasi kinematik dengan koreksi tekanan statik (m2/s)
TERIMAKASIH Penulis mengucapkan puji syukur kepada ALLAH Yang Maha Esa, orang tua, Bpk. Bambang Priyono dan Ibu Nawangwulan Widyastuti, serta keluarga atas doa, dan dukungan selama ini. Penulis juga mengucapkan terimakasih kepada Ir. Nenny M.Saptadji, Ph.D, selaku pembimbing tugas akhir untuk bimbingan dan kesediaan waktunya sehingga tugas akhir ini selesai dengan baik. Penulis mengucapkan terimakasih kepada Dr. Ir. Leksono Mucharam selaku wali penulis atas bimbingan dan perhatiannya selama di perkuliahan. Tidak lupa saya ucapkan terima kasih pada Dr.Ir.Sutopo, Mas Ali Ashat, Mas Jantiur Situmorang, Mbak Puji, temanku Muhammad Tamrin Humaedi dan temanteman S2 di lab geothermal yang telah membantu dalam proses analisis tugas akhir ini. Kepada Pak Yana, saya ucapkan terima kasih untuk referensi yang saya dapat di perpustakaan. Teman penulis, Poso Nugraha Pulungan saya ucapkan terima kasih atas bantuan laptopnya. Seluruh teman-teman Teknik Perminyakan angkatan 2006, teman-teman HMTM PATRA ITB, teman- teman seperjuangan 13
di Cisitu Lama dan semua orang yang tidak bisa disebutkan satu persatu, terimakasih atas bantuannya. Semoga ALLAH SWT membalas kebaikan kalian. Amin. DAFTAR PUSTAKA 1. Acuna J.A and Pasaribu F. : “Improved Method for Decline Analysis of Dry Steam Well”, World Geothermal Congress, (2010) . 2. Beggs. H.D. : “Production Optimization Using Nodal Analysis”, OGCI and Petroskills Publications, (1991). 3. Lee, J. and Wattenbarger, R.A. : “Gas Reservoir Engineering”, SPE Textbook Series Vol.5, (1996). 4. Saptadji, N.M : “Teknik Panas Bumi”, Penerbit ITB, (2001).
Dimas Satriawulan, 12206072, Semester 1 – 2010/2011
14
