Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir. Pudjo Sukarno** Sari Lapangan gas kering PSF yang akan dikembangkan merupakan lapangan gas kering yang mempunyai aquifer. Langkah awal yang dilakukan dalam pengembangan adalah penentuan jumlah sumur produksi, penempatan lokasi sumur produksi, dan penentuan kedalaman perforasi untuk menghasilkan kumulatif produksi dengan faktor perolehan gas paling besar. Salah satu dari optimasi produksi yang dilakukan adalah dengan memprediksi terjadinya liquid loading, mengingat fenomena ini dapat mengganggu produksi gas, sebagai akibat terakumulasinya fluida cair (air dan/atau condensate) di dasar sumur. Prediksi terjadinya liquid loading di lapangan gas PSF ini dilakukan dengan melakukan pemodelan terpadu sistem reservoir, sumur dan jaringan pipa dengan perangkat lunak yang disediakan oleh Schlumberger yaitu ECLIPSE (simulator reservoir), PIPESIM(simulator sumur dan jaringannya), dan FPT yang merupakan software penggabung ECLIPSE dan PIPESIM1. Kata kunci : optimasi produksi, liquid loading, pemodelan terpadu, optimasi terpadu

Abstract The PSF dry gas field which will be extent is a typically dry gas field with aquifer mechanism. First thing that commonly should be done in developing field is how to determine the production wells, the exact location of wells, and to estimate the depth of the most effective perforation which will give respectively maximum gas recovery factor. One part of the production optimization schemes is predicting when the liquid loading happened. Remember that this phenomenon will cause some problems in gas production process, as the increasing accumulation of liquid (water or condensate) in the bottom of the well. The liquid loading prediction in PSF field is calculated by reservoir integrated modeling system, which wells and pipelines network are attached with software served by Schlumberger, called ECLIPSE as the reservoir simulator, PIPESIM as the well with-pipeline network simulator, and the last is FPT which combine ECLIPSE and PIPESIM1. Keywords: production optimization, liquid loading, integrated modeling, integrated optimization *) **)

I.

Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

PENDAHULUAN

Lapangan PSF adalah lapangan gas kering yang akan dikembangkan yang terdiri atas 555 akumulasi reservoir yang tidak saling terhubung yang secara struktur memiliki lingkungan pengendapan delta. Geologi Lapangan gas PSF sangat kompleks, lapangan tersebut memiliki lebih dari 500 akumulasi hidrokarbon, yang berada pada selang kedalaman antara 300 m sampai 4000 m di bawah laut. Lapisan hidrokarbon produktif terperangkap di channel-sand dan reservoir batupasir antara 500 m sampai 2900 m yang terendapkan di lingkungan deltaik fluvial pada umur Miosen. Secara vertikal, lapangan tersebut telah dikelompokkan pada Zona Dangkal antara kedalaman

300 sampai 1500 mSS, selanjutnya Zona Utlama antara 1500 sampai 3000 mSS, dan Zona Dalam di bawah 3000 mSS. Dalam pengembangan awal Lapangan PSF ini, zona yang akan dikembangkan adalah zona utama. Reservoir PSF memiliki edge water aquifer yang memberikan kontribusi terhadap pendorongan gas. Dalam paper ini akan dijelaskan tentang rencana pengembangan awal Lapangan PSF dengan menentukan jumlah dan posisi sumur produksi yang menghasilkan kumulatif produksi paling maksimum. Optimasi selanjutnya yang dilakukan adalah dengan memprediksi kapan terjadinya liquid loading pada sumur-sumur produksi Lapangan PSF dengan merubah besarnya tekanan separator.

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

1

II. TEORI DASAR Pada umumnya sumur gas akan memproduksi cairan baik berupa cairan hasil kondensasi gas maupun air dari interstitial matriks, atau aquifer. Pada awal produksi dimana tekanan reservoir masih tinggi, potensi sumur gas juga tinggi maka kecepatan fasa gas dalam tubing mampu mengangkat fasa cair yang berbentuk butir cairan, sampai ke permukaan. Namun dengan turunnya tekanan reservoir maka kecepatan fasa gas akan berkurang, dan pada suatu kecepatan gas tertentu, ukuran butiran cairan yang besar tidak akan terangkat dan terbawa hingga ke permukaan. Sebagai akibatnya cairan yang tidak terangkat tersebut akan terakumulasi di dasar sumur dan membentuk kolom cairan yang memberikan back pressure ke lapisan produktif. Proses ini dapat dilihat pada Gambar 2.1. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa gas dan air terproduksikan bersama-sama (a), pada tahap ini pola aliran berupa mist flow yaitu gas sebagai fasa dominan mengangkat cairan dalam bentuk butiran. Seiring dengan bertambahnya waktu, kolom air pada dasar sumur juga makin meningkat (b) dan pada saat tersebut fasa gas tidak lagi dominan saat mengalir ke permukaan. Gas dan air terproduksi bersama-sama membentuk pola aliran slug (c) hingga pada waktu tertentu dan akhirnya sumur akan mati (d) karena gas tidak mampu mengangkat cairan lagi. Hal ini akan menyebabkan tekanan alir dasar sumur meningkat dan menyebabkan penurunan laju produksi gas. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur dapat menyebabkan saturasi air/kondensat di sekitar lubang sumur sehingga meningkat permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Fenomena ini disebut dengan liquid loading.

Pada studi ini fenomena liquid loading diidentifikasi dengan menggunakan acuan kecepatan gas minimum yang telah dikembangkan Turner3 dan Nossier4, dimana butir cairan akan terangkat jika kecepatan gas lebih besar dari kecepatan terminal. Turner merumuskan kecepatan gas minimum supaya tidak terjadi liquid loading.

Vt = 1.59σ

1

4

(ρ L − ρ g ) 1

ρg

1

4

(1)

2

Dalam studi ini harga densitas dan tegangan permukaan yang sering digunakan untuk butir air ditunjukkan pada Tabel 1: Tabel 1 Harga Parameter Turner Air σ = 60 dyne/cm T = 140oC=600oR ρ = 62.4 lbm/ft3 Gas Gravity = 0,82 Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka kecepatan terminal untuk air dan kondensat masingmasing adalah:

( ρL − ρ g ) Vg,water = 4.425 1

ρg

1 4

(2)

2

Persamaan Nosier terbagi menjadi dua persamaan yaitu untuk aliran gas transisi dan aliran gas turbulen, seperti berikut ini: ( ρ L − ρ g ) 0.21 (3) V = 0.508σ 0.35 g , transisi

µ 0.134 ρ g 0.426

Vg ,turbulent = 1.935σ 0.25

( ρ L − ρ g ) 0.25

ρ g 0.25

(4)

Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya

liquid loading dihitung dengan persamaan (5).

Gambar 2.1 Proses Terjadinya Liquid loading2

3.06V g AP

(5) TZ Perkiraan terjadinya liquid loading pada sumur gas di lapangan memerlukan data laju produksi gas dan liquid yang dihasilkan oleh lapisan produktif yang kemudian mengalir ke dalam tubing. Laju produksi gas dari lapisan produktif dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator ECLIPSE sedangkan kecepatan aliran gas dalam tubing diperkirakan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator tersebut harus dipadukan untuk dapat melakukan prediksi secara tepat. q g (min) =


2

III. MODEL RESERVOIR, SUMUR, FASILITAS PERMUKAAN

DAN

3.1 Model Reservoir Reservoir dimodelkan dengan menggunakan simulator black oil ECLIPSE. Reservoir dibagi dalam beberapa grid untuk arah x adalah 50, arah y adalah 113, dan arah z adalah 27 sehingga jumlah keseluruhan grid adalah 152550 sel. Pada arah x dan y satu grid mewakili 100 meter sedangkan pada arah z satu grid mewakili 5 meter. Jumlah sel yang aktif adalah 7061 sel. Fluida reservoir adalah gas dan air. Gas Water Contact (GWC) terletak pada kedalaman 6950 ft. Harga porositas rata-rata reservoir adalah 0,23, harga permeabilitas arah x,y, dan z berturut-turut adalah 847 md, 847 md, dan 84,7 md. Besarnya Net to Gross (NTG) rata-rata dari setiap grid adalah 0,728. Transmisivity pada reservoir hampir seragam yaitu sekitar 30 cp rb/day/psi. Namun terdapat beberapa lokasi yang memiliki nilai transmisivity lebih tinggi hingga 230 cp rb/day/psi. Berdasarkan pemodelan dengan software ECLIPSE harga initial gas in place yang diperoleh dari hasil simulasi adalah 186 BSCF. Persebaran saturasi gas pada Lapangan PSF ini tersebar merata dengan saturasi awal rata-rata sebesar 0,793. Secara vertikal, tidak semua layer pada reservoir berisi gas secara ekonomis. Layer yang berisi gas secara ekonomis adalah layer 1, 2, 19, dan 20. Nantinya pada layer-layer inilah perforasi dari sumur-sumur produksi dilakukan. Aquifer pada Lapangan PSF ini merupakan edge water aquifer, dimana setiap sisi dari aquifer memiliki kekuatan (strength of aquifer) yang berbeda-beda. Kekuatan aquifer dilihat berdasarkan volume air dari setiap sisi aquifer.

Gambar 3.1 Persebaran saturasi gas Lapangan PSF

Gambar 3.2 Persebaran Porositas

Gambar 3.3 Persebaran Transmisivity

Gambar 3.4 Aquifer Lapangan PSF


3

Berikut adalah data PVT dari Lapangan PSF yang digunakan dalam simulasi : Tabel 3.1 Harga Parameter Fluida dan Batuan Parameter Pr Bw cw

Harga 3400 1,0356 1 x 10-5

Satuan psi rb /stb 1 /psi

µw cf ρw SGgas

0,35 3,2 x 10-6 62,4 0,82

cp 1 /psi lb/ft3

20

Berikut adalah data permeabilitas relatif gas dan air yang digunakan pada model ini: Tabel 3.2 Sw vs Krg dan Krw Sw Krg Krw 0,207 0,9 0 0,346 0,5435 0,0003 0,359 0,5241 0,0004 0,372 0,506 0,0005 0,397 0,4726 0,0006 0,421 0,4425 0,0009 0,465 0,3903 0,0015 0,496 0,3567 0,0022 0,795 0,1126 0,0828 0,938 0,027 0,4721 1 0 1

Bg (SCF/STB)

15

Krg

Krw

1 0.9 10

0.8 0.7 0.6

5

0.5 0.4 0.3 0.2

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0.1 0

Tekanan (psi)

0

Gambar 3.4 Grafik Bg vs Tekanan

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Sw

Gambar 3.6 Krg dan Krw vs Sw

0.05

µg (cp)

0.04

0.03

0.02

0.01 0

1000

2000

3000

4000

5000

Tekanan (psi)

6000

3.1.1 Penentuan Jumlah Sumur dan Posisi Sumur Setelah dilakukan simulasi dengan software ECLIPSE didapat posisi sumur-sumur yang menghasilkan kumulatif produksi gas paling maksimum selama 15 tahun. Dalam penentuan skenario diharapkan faktor perolehan dari keempat sumur selama 15 tahun minimal 70 persen. Berikut adalah posisi sumur-sumur produksi : Tabel 3.3 Lokasi Sumur Produksi Sumur Posisi (x,y) Layer (z) 1 13,64 1,2,19,20 2 27,85 1,2,19,20 3 20,70 1,2,19,20 4 36,79 1,2,19,20

Gambar 3.5 Grafik µ g vs Tekanan


4

3.3

Field Planning Tool Fenomena liquid loading tidak dapat diprediksi dengan software ECLIPSE karena sumursumur gas akan terus berproduksi dan tidak menunjukkan penurunan yang signifikan walaupun jumlah air yang ikut diproduksikan dalam jumlah yang besar. Pada software ECLIPSE tidak dapat digunakan kontrol tekanan dasar sumur dan laju produksi secara bersamaan. Jika hanya menggunakan model PIPESIM, diperlukan input data yang banyak dan berulang-ulang untuk melihat gejala liquid loading karena simulator tidak bisa menunjukkan penurunan tekanan reservoir terhadap waktu. Dengan program Field Planning Tools(FPT), dapat diintegrasikan kedua model reservoir dan model sumur beserta fasilitas permukaan.

3.2 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan Sumur dan jaringan perpipaan dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Model sumur adalah vertikal dengan kedalaman sumur 1 6621 ft, sumur 6457 ft, sumur 3 6321 ft, dan sumur 4 6546 ft. ID tubing sebesar 3,5 inch. Wall thickness tubing adalah 0,5 inch dan roughness 0,001. ID casing adalah 7 inch. ID flowline sebesar 3,5 inch dengan panjang sebesar 2000 ft dari setiap sumur ke manifold, dan 100 ft dari manifold ke separator. Korelasi yang digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan sepanjang pada sumur adalah persamaan Gray untuk pipa vertikal/tubing dan persamaan Duns and Ros untuk pipa horizontal/flowline karena kedua persamaan tersebut berlaku untuk aliran multifasa.

IV. PERBANDINGAN PROFIL PRODUKSI PADA BERBAGAI NILAI LAJU ALIR Simulasi dilakukan dengan mengintegrasikan model ECLIPSE dan model PIPESIM melalui program FPT. Penentuan laju produksi gas merupakan parameter penting pada pengembangan awal lapangan gas. Dalam studi ini dilakukan simulasi terpadu pada laju alir total dari keempat sumur sebesar 25 MMSCFD, 50 MMSCFD, dan 75 MMSCFD. Tekanan separator yang digunakan dalam simulasi adalah sebesar 1000 psi. Nantinya akan dilakukan analisis pengaruh laju alir gas pada laju alir air. Untuk skenario pengembangan dipilih laju alir produksi yang dapat memberikan nilai kumulatif produksi gas paling tinggi selama plateau rate berlangsung berdasarkan hasil simulasi terpadu. Berikut adalah profil produksi pada berbagai nilai laju alir:

Qg (MMSCFD)

Gas

Air

30

3000

25

2500

20

2000

15

1500

10

1000

5

500

0

Qw (STBD)

Gambar 3.7 Lokasi Sumur Produksi

0 0

5

10

15

20

25

Waktu (tahun)

Gambar 3.8 Jaringan Sumur Lapangan PSF

Gambar 4.1 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 25 MMSCFD


5

Gas

Air

Gas

200000

1400000

Air

80

1400

1200000

70

1200

1000000

60

180000

800000

100000 600000

80000 60000

400000

1000

50 800 40 600 30

Qw (STBD)

120000

Qg (MMSCFD)

140000

Wp (STB)

Gp (MMSCFD)

160000

400

20

40000 200000 0

0

0 0

5

10

15

20

200

10

20000

0 0

25

5

10

Waktu (tahun)

Gas

50

Air

2000

160000

160000

1800

140000

140000

120000

120000

100000

100000

80000

80000

60000

60000

40000

40000

20000

20000

1200 30

1000 800

20

Wp (STB)

1400

40

Gp (MMSCF)

1600

Qw (STBD)

Qg (MMSCFD)

25

Gambar 4.5 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir Gas 75 MMSCFD

Air

60

600 400

10

200 0

0 0

5

10

15

20

0

25

Waktu (tahun)

Gas

Air

160000

700000

140000

600000

120000

400000 80000 300000 60000

Wp (STB)

500000

100000

200000

40000

100000

20000

0

0 0

5

10

15

20

0 0

Gambar 4.3 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 50 MMSCFD

Gp (MMSCF)

20

Waktu (tahun)

Gambar 4.2 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir Gas 25 MMSCFD Gas

15

25

Waktu (tahun)

Gambar 4.4 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir Gas 50 MMSCFD

5

10

15

Waktu (tahun)

20

25

Gambar 4.6 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 75 MMSCFD Berdasarkan hasil simulasi terpadu tampak bahwa pada laju alir 25 MMSCFD plateau rate berlangsung selama 15,5 tahun. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama plateau rate berlangsung adalah sekitar 136.875 MMSCFD. Selama 20 tahun hanya 1 dumut produksi yang mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama 20 tahun adalah sekitar 170.000 MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan selama plateau time adalah 830.200 STB. Saat Lapangan PDF diproduksi dengan laju produksi gas 50 MMSCFD plateau rate berlangsung selama 5,5 tahun. Dalam kurun waktu 11 tahun keempat sumur produksi telah mati. tampak bahwa Kumulatif produksi yang dihasilkan selama plateau rate adalah 103.875 MMSCFD. Selama 20 tahun kumulatif produksi gas adalah sekitar 147.500


6

V.

HASIL SIMULASI PADA BERBAGAI NILAI TEKANAN SEPARATOR Setelah menentukan laju produksi gas sebesar 25 MMSCFD, sensitivitas produksi dilakukan dengan mengubah tekanan kepala sumur melalui variasi tekanan separator. Nantinya akan dilihat bagaimana pengaruh tekanan separator terhadap produksi air dan gas. Tekanan separator yang disimulasikan adalah 600 psia, 800 psi, 1000 psi, 1000 psi, dan 1200 psi, dan 1600 psi. Gejala liquid loading dapat diidentifikasi melalui penurunan laju produksi gas, naiknya laju produksi air yang diikuti dengan kenaikan tekanan dasar sumur. Kenaikan tekanan kepala sumur disebabkan oleh adanya kolom hidrostatik air di dasar yang disebabkan oleh air yang yang tidak terangkat ke permukaan. Logika inilah yang akan digunakan untuk mencari laju minimum dan waktu mulai terlihatnya gejala liquid loading dari hasil running dengan berbagai nilai tekanan separator. Nantinya nilai laju produksi gas akan dibandingkan dengan nilai laju produksi gas berdasarkan persamaan Turner dan Nossier untuk

menentukan kapan terjadinya liquid loading pada sumur gas. Dalam studi kali ini diharapkan plateau rate dari seluruh sumur produksi sebesar 25 MMSCFD dapat tercapai selama 15 tahun tanpa ada sumur produksi yang mati, nantinya akan dipilih skenario yang menghasilkan kumulatif produksi gas terbesar dan kumulatif produksi air terkecil. Tekanan Separator 600 psi Berdasarkan hasil simulasi, pada tekanan separator 600 psi, plateau rate hanya berlangsung selama 14,3 tahun. Laju produksi air meningkat secara signifikan mulai tahun ke 12, akibatnyabesarrnya tekanan dasar sumur ikut meningkat. Liquid loading terjadi pada tahun ke 14,3 pada sumur 2. Pada tahun ke 14,7 sumur 2 telah mati. Selama 15 tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah 135.400 MMSCF. Kumulatif produksi air selama 15 tahun adalah 1.550.000 STB. Tabel 5.1 Laju Produksi Gas Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 600 psi Waktu Laju Produksi Gas (MMSCFD) (tahun)

Sumur 1

Sumur 2

Sumur 3

Sumur 4

5

6,25

6,25

6,25

6,25

10

6,25

6,25

6,25

6,25

14,2

6,25

6,25

6,25

6,25

14,3

6,25

4,05

6,25

6,25

14,4

6,25

3,52

6,25

6,25

14,6

6,25

3,07

6,25

6,25

14,7

6,25

0

6,25

6,25

15,0

6,25

0

6,25

6,25

Pwf

Pwh

Pr

3500 3000 2500

P (psi)

MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan selama plateau time adalah 570.000 STB. Saat lapangan PDF diproduksi pada laju produksi 75 MMSCFD, plateau rate hanya terjadi selama 3,6 tahun. Dalam kurun waktu 7,5 tahun keempat sumur produksi telah mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah 75 MMSCFD adalah sebesar 99.375 MMSCFD. Dalam kurun waktu 15 tahun kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah 140.375 MMSCFD dan kumulatif produksi air yang dihasilkan adalah 150.000 STB. Dari berbagai perbandingan profil produksi pada berbagai nilai laju alir gas, tampak bahwa pada rate yang rendah, plateau rate dapat berlangsung lebih lama. Liquid loading pun terjadi tidak secepat pada laju produksi dengan laju alir gas yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan pada produksi dengan laju alir yang lebih tinggi tekanan reservoir akan lebih cepat turun karena fluida formasi lebih banyak yang meninggalkan pori-pori batuan. Saat tekanan reservoir lebih rendah maka air akan lebih cepat mengisi pori-pori batuan, dan nantinya air pun akan lebih cepat terproduksi. Produksi dengan laju alir gas yang tinggi pun menyebabkan sumur-sumur produksi cepat mati. Dengan pertimbangan plateau rate, plateau time, dan kumulatif produksi, maka produksi gas dengan laju alir 25 MMSCFD adalah skenario pengembangan terbaik karena menghasilkan kumulatif produksi yang paling besar dibandingkan pada laju produksi 50 MMSCFD dan 75 MMSCFD.

2000 1500 1000 500 0 0

3

6

9

12

15

18

21

Waktu (tahun)

Gambar 5.1 Tekanan vs Waktu pada Sumur 1


7

FPT

Turner

Pwf

Nossier

7

Pwh

Pr

3500

3000 2500

P (psi)

Qg (MMSCFD)

6

5

2000

1500

1000 4 500

0

3 0

5

10

15

0

20

5

Waktu (tahun)

Gambar 5.2 Laju Alir Gas vs Waktu pada Sumur 1 Pwf

Pwh

10

15

20

Waktu (tahun)

Gambar 5.5 Tekanan vs Waktu pada Sumur 3 FPT

Pr

Turner

Nossier

7

3500 3000

6

Qg (MMSCFD)

P (psi)

2500 2000 1500 1000

5

4 500 0 0

3

6

9

12

15

18

3

21

0

Waktu (tahun)

15

20

Turner

Gambar 5.6 Laju Alir Gas vs Waktu pada Sumur 3

Pwf

Nossier

7

3500

6

3000

5

2500

4

2000

P (psi)

Qg (MMSCFD)

10

Waktu (tahun)


FPT

5

3

Pwh

Pr

1500

2

1000

1

500 0

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



8

FPT

Turner

Nossier

7

Qg (MMSCFD)

6

5

4

3 0

3

6

9

12

15

18

21

Waktu (tahun)

Gambar 5.8 Laju Alir Gas vs Waktu pada Sumur 4 Air 3000

25

2500

20

2000

15

1500

10

1000

Tabel 5.2 Laju Produksi Gas Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 800 psi Waktu Laju Produksi Gas (MMSCFD) (tahun)

Sumur 1

Sumur 2

Sumur 3

Sumur 4

1

6,25

6,25

6,25

6,25

5 8

6,25 6,25

6,25 6,25

6,25 6,25

6,25 6,25

10

6,25

6,25

6,25

6,25

12

6,25

6,25

6,25

6,25

Qw (STBD)

Qg (MMSCFD)

Gas 30

Tekanan Separator 800 psi Berdasarkan hasil simulasi pada penggunaan tekanan separator sebesar 800 psi dihasilkan plateau rate hanya sebesar 25 MMSCFD hanya selama 14,7 tahun. Pada tahun ke 14,7 laju produksi gas yang dihasilkan hanya 24,53 MMSCFD. Laju produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator 800 psi relatif lebih rendah dibandingkan tekanan separator 600 psi. Liquid loading terjadi pada sumur 2 pada tahun ke 14,9 yang menghasilkan rate 2,8 MMSCFD, lebih rendah daripada laju produksi kritis Nossier yaitu 3,63 MMSCFD. Pada tekanan separator 800 psi, penurunan laju produksi gas disebabkan karena laju produksi air yang menigkat signifikan mulai tahun ke 12. Pada tekanan separator 800 psi, dalam kurun waktu 15 tahun, kumulatif produksi gas yang dihasilkan dari Lapangan PSF adalah sebesar 136.400 MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar 1.507.000 STB.

5

500

14,6

6,25

6,25

6,25

6,25

0

0

Waktu (tahun)

14,7 14,9

6,25 6,25

5,78 2,8

6,25 6,25

6,25 6,25

Gambar 5.9 Laju Produksi Total vs Waktu

15,0

6,25

0

6,25

6,25

0

5

10

Gas

15

20

Air

Pwf 1600000

Pwh

Pr

3500

140000 1400000

3000

120000 1200000

80000

800000

60000

600000

40000

400000

20000

200000

0

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)

Gambar 5.10 Kumulatif Produksi vs Waktu

P (psi)

1000000

Wp (STB)

Gp (MMSCF)

2500 100000 2000 1500 1000 500 0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



9

FPT

Turner

Pwf

Nossier

Pwh

Pr

3500

7

3000 2500 5

P (psi)

Qg (MMSCFD)

6

2000 1500

4 1000 3

500 0

2 0

5

10

Waktu (tahun)

15

0

20

Pwh

10

15

20

Waktu (tahun)


5


Pr

FPT

3500

Nossier

Turner

7

3000 6

Qg (MMSCFD)

P (psi)

2500 2000 1500 1000

4

3

500 0

2 0

3

6

9

12

15

18

21

0

Waktu (tahun)

FPT

5

10

15

20

Waktu (tahun)

Gambar 5.13 Tekanan vs Waktu pada Sumur 2 Turner


Nossier

Pwf

7

3500

6

3000

5

2500

4

2000

P (psi)

Qg (MMSCFD)

5

3 2

Pwh

Pr

1500 1000

1

500

0

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



10

Nossier

Tekanan Separator 1000 psi Pada produksi gas dengan tekanan separator 1000 psi, tidak menunjukkan gejala liquid loading. Dari keempat sumur tidak terjadi penurunan rate dalam kurun waktu 15 tahun. Kumulatif produksi gas pada tekanan separator 1000 psi selama 15 tahun adalah 136.875 MSCF dan kumulatif produksi air adalah 830.200 STB.

Turner

7

Qg (MMSCFD)

6

5

4

3

2 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


Pwf

Air

30

Qg (MMSCFD)

25

3500

3500

3000

3000

2500

2500

20 2000 15 1500

Qw (STBD)

Gas

Tabel 5.3 Laju Produksi Gas Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 800 psi Waktu Laju Produksi Gas (MMSCFD) (tahun) Sumur 1 Sumur 2 Sumur 3 Sumur 4 5 6,25 6,25 6,25 6,25 10 6,25 6,25 6,25 6,25 12 6,25 6,25 6,25 6,25 15 6,25 6,25 6,25 6,25

P (psi)

FPT

10

5

0 5

10

15

1500

1000

1000

500

500 0 0

20

5

10

15

20

Waktu (tahun)

Waktu (tahun)


Gambar 5.19 Laju Produksi Total vs Waktu Gas

Pr

2000

0 0

Pwh

FPT

Air

160000

1600000

140000

1400000

120000

1200000

100000

1000000

80000

800000

60000

600000

40000

400000

20000

200000

Turner

Nossier

7

Qg (MMSCFD)

Wp (STB)

Gp (MMSCF)

6

5

4

3

0

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


2 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



11

Pwf

Pwh

FPT

Pr

3500

Nossier

Turner

7

3000 6

Qg (MMSCFD)

P (psi)

2500 2000 1500 1000

5

4

3 500 2

0 0

3

6

9

12

15

18

0

21

5

10

Waktu (tahun)


20

Turner


Nossier

Pwf

7

3500

6

3000

5

2500

4

2000

P (psi)

Qg (MMSCFD)

FPT

15

Waktu (tahun)

3

Pwh

Pr

1500

2

1000

1

500 0

0 0

5

10

15

0

20

5

Waktu (tahun)


10

15

20

Waktu (tahun)

Pwh


Pr

FPT

3500

Turner

Nossier

7

3000 6

Qg (MMSCFD)

2500

P (psi)

2000

1500

5

4

1000 3 500 2

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



12

Gas

Air

Pwf

30

2500

2000

1500 15 1000

P (psi)

2500 20

Qw (STBD)

Qg (MMSCFD)

Pr

3000

25

2000 1500

10 1000 500

5

500

0

0

0 0

5

10

15

0

20

5

10

Waktu (tahun)

Gas

15

20

Waktu (tahun)


Gambar 5.31 Tekanan vs Waktu Pada Sumur 1

Air

FPT

160000

900000

140000

800000

400000 60000 300000 40000

Qg (MMSCFD)

80000

Wp (STB)

500000

200000

20000

Nossier

6

600000

100000

Turner

7

700000

120000

Gp (MMSCF)

Pwh

3500

5

4

3

100000

0

0 0

5

10

15

2

20

0

5

10

Waktu (tahun)

Tekanan Separator 1200 psi Pada produksi gas dengan tekanan separator 1200 psi, keempat sumur tidak menunjukkan terjadinya liquid loading. Semua sumur dapat berproduksi sebesar 6,25 MMSCF selama lima belas tahun. Kumulatif produksi gas selama lima belas tahun adalah 136.875 MMSCF dan kumulatif produksi air adalah 262.400 STB. Tabel 4.4 Laju Produksi Gas Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 1200 psi Waktu Laju Produksi Gas (MMSCFD) (tahun) Sumur 1 Sumur 2 Sumur 3 Sumur 4 5 6,25 6,25 6,25 6,25 10 6,25 6,25 6,25 6,25 12 6,25 6,25 6,25 6,25 15 6,25 6,25 6,25 6,25

20


Pwh

Pr

3500 3000 2500

P (psi)


15

Waktu (tahun)

2000 1500 1000 500 0 0

3

6

9

12

15

18

21

Waktu (tahun)



13

Turner

Nossier

Pwf 3500

6

3000

5

2500

4

2000

P (psi)

Qg (MMSCFD)

FPT 7

3

Pwh

Pr

1500

2

1000

1

500 0

0 0

5

10

15

0

20

5

Waktu (tahun)


10

15

20

Waktu (tahun)

Pwh


Pr

FPT

Turner

Nossier

7

3500 3000

6

Qg (MMSCFD)

P( psi)

2500 2000 1500 1000

5

4

3 500 0

2 5

10

15

20

0

5

Waktu (tahun)


Turner

15

20

Gambar 5.38 Laju alir Gas vs Waktu pada Sumur 4 Gas

Nossier

7

Qg (MMSCFD)

6

Qg (MMSCFD)

10

Waktu (tahun)

5

4

Air

30

1200

25

1000

20

800

15

600

10

400

5

200

Qw (STBD)

0

3

2

0 0

5

10

15

20

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)




14

Gas

Air

Pwf

160000

300000

3500

250000

3000

140000

Pwh

Pr

10

15

2500

80000

150000

60000

P (psi)

200000 100000

Wp (STB)

Gp (MMSCF)

120000

2000 1500

100000 1000

40000 50000

500

20000 0

0 0

5

10

15

0

20

0

5

Waktu (tahun)



FPT

Turner

Nossier

7 6 5

Qg (MMSCFD)

Tekanan Separator 1600 psi Berdasarkan hasil simulasi terpadu, dengan penggunaan tekanan separator 1600 psi, plateau rate berlangsung selama 13 tahun. Pada tekanan separator 1600 psi tidak terjadi fenomena liquid loading. Laju Produksi gas pada sumur 2 mulai menurun sejak tahun ke 13,1 karena besarnya tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur tidak terlalu berbeda jauh, sehingga drawdown tidak mampu menghasilkan produksi sebesar 6.25 MMSCFD. Sumur 2 mati pada tahun ke empat belas karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir, yang menyebabkan fluida formasi tidak mengalir dari reservoir ke sumur. Selama 15 tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah 133.600 MMSCF dan kumulatif produksi air adalah 66.810 STB. Tabel 5.5 Laju Produksi Gas Tiap Sumur pada Tekanan Separator 1200 psi Waktu

20

Waktu (tahun)

4 3 2 1 0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


Laju Produksi Gas (MMSCFD)

(tahun)

Sumur 1

Sumur 2

Sumur 3

Sumur 4

3500

5

6,25

6,25

6,25

6,25

3000

8

6,25

6,25

6,25

6,25

10

6,25

6,25

6,25

6,25

12

6,25

6,25

6,25

6,25

13

6,25

6,25

6,25

6,25

13,1

6,25

2,5

6,25

6,25

13,2

6,25

3,0

6,25

6,25

13,4

6,25

3,3

6,25

6,25

500

13,6

6,25

2,0

6,25

6,25

0

14,0

6,25

0

6,25

6,25

15,0

6,25

0

6,25

6,25

Pwh

Pr

P (psi)

2500 2000 1500 1000

0

3

6

9

12

15

18

Waktu (tahun)



15

Turner

Pwf

Nossier 4000

6

3500

5

3000

Pwh

Pr

10

15

2500

4

P (psi)

Qg (MMSCFD)

FPT 7

3

2000 1500

2 1000 1 500 0 0

5

10

15

0

20

0

Waktu (tahun)


Pwh

5

Waktu (tahun)

20


Pr

4000

Turner

Nossier

7

3500 6

Qg (MMSCFD)

3000

P (psi)

2500 2000 1500

5

4

1000 500

3

0 5

10

15

0

20

2

4

6

Waktu (tahun)


Turner

8

10

12

14

16


Nossier

Gas

7

Air

30

700 600

25

Qg (MMSCFD)

6

Qg (MMSCFD)

18

Waktu (tahun)

5

500 20 400 15 300

Qw (STBD)

0

10 200

4 5

100

0

3 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)


0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)



16

Air

140000

70000

120000

60000

100000

50000

80000

40000

60000

30000

40000

20000

20000

10000

0

Wp (STB)

Gp (MMSCF)

Gas

0 0

5

10

15

20

Waktu (tahun)

plateau rate sebessar 25 MMSCF selama 15 tahun, sehingga kontrak gas dapat terpenuhi. Namun penggunaan tekanan separator 1200 psi dipilih menjadi skenario pengembangan terbaik, karena produksi air yang relatif lebih sedikit dibandingkan tekanan separator 1000 psi. Pada tekanan separator 1200 psi kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama lima belas tahun adalah sebesar 136.875 MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar 262.400 STB. Dari keempat sumur produksi, sumur 2 merupakan satu-satunya sumur yang mati dalam kurun waktu 15 tahun. Hal ini disebabkan karena letak sumur 2 yang dekat dengan sisi aquifer kuat, yang memiliki jumlah air cukup besar, sehingga air cepat terproduksi pada sumur tersebut dan lama-lama menyebabkan sumur mati.

Gambar 5.50 Kumulatif Produksi vs Waktu VI. ANALISIS HASIL SIMULASI TERPADU Berdasarkan hasil simulasi terpadu pada berbagai nilai tekanan separator menunjukkan profil produksi yang berbeda-beda. Berikut adalah tabel perbandingan produksi pada berbagai nilai tekanan separator. Tabel 6.1 Perbandingan Produksi pada Berbagai Nilai Tekanan Separator Psep (psi) 600 800 1000 1200 1600

Gp (MMSCF) 135.400 136.400 136.875 136.875 133.600

Wp (STB) 1.550.000 1.507.000 830.200 262.400 66.810

Plateau (tahun) 14,3 14,7 15 15 13

Sumur yg Mati Sumur 2 Sumur 2 Sumur 2

Berdasarkan tabel diatas tampak bahwa lamanya plateau time pada berbagai tekanan operasi separator tidak sama. Perbedaan tekanan operasi separator menyebabkan perbedaan kumulatif produksi gas dan air. Pada tekanan separator 600 psi plateau rate hanya tercapai selama 14,3 tahun. Hal ini disebabkan karena meningkatnya laju produksi air, yang dapat meningkatkan besarnya tekanan dasar sumur dan menyebabkan sumur mati. Kumulatif produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator 600 psi pun paling tinggi yaitu 1.550.000 STB. Pada tekanan separator 1600 psi, plateau rate hanya tercapai selama 13 tahun. Pada tahun ke 13, sumur 2 telah mati. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir yang besarnya sudah dibawah tekanan dasar sumur terjadi mulai tahun ketiga belas sehingga sumur mati. Dapat dikatakan penggunaan tekanan operasi separator sebesar 1600 psi terlalu besar untuk kurun waktu 15 tahun. Dari tabel diatas dapat dilihat bahwa hanya dengan penggunaan tekanan separator sebesar 1000 psi dan 1200 psi yang mampu mempertahankan

VII. KESIMPULAN DAN SARAN 7.1 Kesimpulan 1. Dalam studi ini semakin tinggi laju produksi gas, liquid loading lebih cepat terjadi. 2. Dalam studi ini pada laju alir 25 MMSCFD, liquid loading terjadi pada tekanan separator 600 psi, pada tahun ke 14,3 dan pada tekanan separator 800 psi pada tahun ke 14,9. 3. Sumur 2 merupakan satu-satunya sumur yang mengalami liquid loading, karena letaknya yang dekat dengat aquifer kuat 4. Pada Tekanan 1600 psi, tidak terjadi fenomena liquid loading namun sumur 2 mati karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir. 5. Dalam studi ini persamaan Nossier lebih baik digunakan dalam prediksi liquid loading, dibanding persamaan Turner. 6. Skenario terbaik dalam pengembangan lapangan PSF adalah melakukan produksi sumur gas dengan laju produksi sebesar 25 MMSCFD tekanan separator 1200 psi yang menghasilkan kumulatif produksi 136.875 MMSCF (terbesar), kumulatif produksi air 262.400 STB (terkecil), dan plateau dapat tercapai selama 15 tahun. 7.2 Saran 1. Pengaruh lokasi surface facilities dan yang terkait dengan panjang flowline serta kompleksitas dari jaringan perlu dipertimbangkan untuk melihat pengaruh liquid loading terhadap sumur. 2. Dalam hal reservoir gas mempunyai potensi menghasilkan kondensat maka simulasi reservoir, sumur, dan fasilitas permukaan berdasarkan komposisi.


17

VIII. DAFTAR SIMBOL Bg Bw Gp ID krg krw NRE Pwh Pwf Pr Qgas Sg Sw Ф T vcrit-T Vg Vt WP σ ρg ρw µg IGIP GWC

= gas formation volume factor, SCF /STB = water formation volume factor, RB/STB = kumulatif produksi gas, MMSCFD = diameter dalam pipa, inches = permeabilitas relatif gas, fraksi = permeabilitas relatif air, fraksi = Reynold Number = tekanan kepala sumur, psi = tekanan alir dasar sumur, psi = tekanan reservoir,psi = laju gas, mmscfd = saturasi gas, fraksi = saturasi air, fraksi = porositas, fraksi = temperature, oR = kecepatan kritis gas Turner = kecepatan alir gas, ft/s = kecepatan terminal, ft/s = kumulatif produksi air, STB = tegangan permukaan antara gas dengan liquid, dyne/cm = densitas gas, lbf/ft3 = densitas air, lbf/ft3 = viskositas gas, cp = Initial Gas In Place = Gas Water Contact

8.

Khatima, Husnul. Penentuan Laju Alir Gas Minimum Dan Instalasi Plunger Lift Untuk Mengatasi Liquid loading. 2003. Tugas Akhir.

IX. DAFTAR PUSTAKA 1. 2.

3.

4.

5.

6.

7.

Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution. Neves, T. R. et al. : “Elimination of Liquid loading in Low-Productivity Gas Well”, SPE Production, March, 1989. Turner, R.G. et al. :”Analysis and Prediction of Minimum Flowrate for Continuous Removal of Liquid From Gas Wells”, SPE Production Engineering, November, 1969. Nossier, M.A.et al. :”A New Approach for Accurate Prediction of Loading in Gas Well Under Different Flowing Conditions”, SPE Production & Facilities, November, 2000. Brown, Kermit E. The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4.1984. PennWell Books: Tulsa Beggs, H. Dale. Production OptimizationUsing NODALTM Analysis. 1999. OGCI Publications: Tulsa McCain, William D. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1990. PennWell Books: Tulsa


18

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir

Recommend Documents