Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi
TUGAS AKHIR Oleh:
Dimas Ariotomo 12206007
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2011
Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi
TUGAS AKHIR Oleh:
Dimas Ariotomo 12206007
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung
Disetujui oleh: Pembimbing Tugas Akhir,
Dr. Ir. Sudjati Rachmat DEA NIP. 195509021980031005
Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi Oleh : Dimas Ariotomo* Dr.Ir.Sudjati Rachmat, DEA**
Sari Reservoir ADF adalah reservoir gas kering dengan kadar CO2 48 persen di Lapangan X. Pada mulanya gas yang diproduksi dari reservoir ini dimanfaatkan sebagai sumber gas lift pada sumur-sumur minyak, namun karena kadar CO2 yang tinggi yang menyebabkan korosif pada fasilitas permukaan, maka sumur-sumur produksi pada reservoir ADF tidak diproduksi lagi. Dalam studi ini akan dibuat kontrak gas melalui produksi ketiga sumur tersebut. Dimulai dari perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) dengan data produksi ketiga sumur tersebut menggunakan metode Material Balance, selanjutnya akan dilakukan optimasi produksi pada tiga sumur ini melalui pemilihan urutan sumur yang akan diproduksikan untuk menentukan skenario pengembangan yang paling baik. Studi pengembangan lapangan X ini dilakukan dengan melakukan pemodelan terpadu sistem reservoir, sumur dan jaringan pipa dengan software yaitu MBAL (simulator reservoir), PROSPER (simulator sumur), dan GAP yang merupakan software penggabung MBAL dan PROSPER serta memodelkan fasilitas permukaan. Kata kunci: gas kering, plateu rate, CO2, optimasi produksi
Abstrack Reservoir ADF is a dry gas reservoir, and have 48% value of CO2 in X Field. In early production, cumulative gas is used for gas lift in some of oil production well, but because value of CO2 too high, and causing corosif problem in surface equipment, then, gas production well in reservoir ADF is no longer in production In this study, will be made of gas contract through optimization that three production well. Start with calculating Initial Gas In Place (IGIP) with production data using Material Balance method, then optimizing production on three wells through the selection opening produced well to determine the best development scenario. Development studies this X Field will carried out through an intregated model of reservoir system, wells and pipelines with the software MBAL (reservoir simulator), PROSPER (well simulator), dan GAP which is a software combiner MBAL and Prosper as well as modeling the surface facilities. Keywords: dry gas, plateu rate, CO2 , production optimization
*) **)
Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Waktu Buka Sumur Produksi
1
I.
dibandingkan initial gas in placenya. Dengan adanya karbon dioksida juga menyebabkan nilai heating value gas pada reservoir tersebut menjadi lebih rendah. Seain itu adanya karbon dioksida dapat menyebabkan kemungkinan terjadinya korosif pada pipa bila sumur gas selain memproduksikan gas juga memproduksikan air. Sehingga untuk menangani masalah tersebut biasanya pada reservoir dengan kadar karbon dioksida tinggi, digunakan pipa produksi dengan bahan dasar berlapiskan chrome.
PENDAHULUAN
Reservoir ADF adalah salah satu reservoir gas kering dengan kadar CO2 48 persen di Lapangan X. Terdapat tiga sumur produksi yang terdiri dari dua sumur vertikal dan satu sumur horizontal telah pada reservoir ini. Pada mulanya produksi dari ketiga sumur ini dimanfaatkan sebagai sumber gas lift pada sumur-sumur minyak, namun dengan kadar CO2 yang tinggi dan menyebabkan korosif pada fasilitas permukaan, maka sumur-sumur tersebut tidak diproduksi lagi. Reservoir ADF telah berproduksi selama tujuh tahun dengan total gas produksi sebesar 189 BCF dan air sebesar 38.200 STB. Dalam paper ini akan dibuat kontrak gas melalui ketiga sumur produksi dengan optimasi pemilihan waktu buka sumur-sumur yang ada.
II.
III. RESERVOIR SEJARAH PRODUKSI
DAN
3.1 Reservoir Properties Reservoir ADF adalah reservoir gas kering dengan tekanan reservoir mula-mula 1915 psig dan temperatur 173 F. Reservoir ADF memiliki besarnya permeabilitas rata-rata 528 md dan porositas rata-rata 0, 3. Ketebalan reservoir adalah 63 feet. Berikut adalah data PVT dari reservoir ADF.
TEORI DASAR
Produksi gas alam berbeda dengan produksi minyak bumi terutama dalam hal penyimpanan. Pada produksi minyak bumi, penyimpanan dapat dilakukan dengan menggunakan Storage Tank. Sedangkan pada produksi gas membutuhkan tempat yang lebih besar sehingga dalam memproduksi lapangan gas diperlukan kontrak jual beli antara produsen dan komsumen. Dengan adanya kontrak ini maka produsen akan memproduksi gas sesuai dengan permintaan konsumen (isi kontrak) meliputi laju produksinya harian, kadar pengotor yang diizinkan, serta keberlangsungan produksi tersebut. Reservoir gas umumnya dapat diproduksikan dengan recovery factor diatas 80 persen, jika reservoir tersebut adalah reservoir gas kering tanpa adanya akuifer. Hal ini disebabkan gradien tekanan gas yang rendah sekitar 0.08 psi/ft dalam kondisi statik dan 0.01 psi/ft dalam kondisi dinamis pada pipa. Hadirnya akuifer pada reservoir gas dapat menurunkan recovery faktor karena saat air mulai terproduksi maka kecepatan alir gas akan relatif lebih turun dibandingkan tanpa memproduksi air.
Gambar 3.1.1 Grafik Gas FVF
Pada reservoir dengan kadar karbon dioksida tinggi, menyebabkan pengurangan net hidrokarbon in place
Dimas Ariotomo 12206007
PROPERTIES
2
Relative Permeability Krw Well-1 Krw Well-3
0.9
Krw Well-2 Krg Well-1/2/3
0.8 0.7 Kr
0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0
Gambar 3.1.2 Grafik Gas Viscosity
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Sw
Gambar 3.1.5 Relative Permeability
Gambar 3.1.3 Grafik Z Factor
Componet
Mol %
N2
Nitrogen
0.3
Factor B.T.U
B.T.U/ft3
397
C-1
Methane
38.79
10.1
CO2
Carbon Dioxide
48.28
0
C-2
7.07
17.69
H2S
Ethane Hydrogen Sulfide
C-3
Prophane
3.36
25.17
94.67
135.17
6.37
IC4
Iso-Butane
0.91
32.53
39.83
NC4
N-Butane
1.02
32.62
43.46
IC5
Iso-Pentane
0.11
40
4.60
NC5
N-Pentane
0.13
40.09
5.20
C6 C-7+
Hexanes
47.27
Heptanes Plus
56.4 Total
720
Tabel 3.1 Data Analisis Gas
3.2 Sejarah Produksi Reservoir ADF diproduksi melalui 3 sumur produksi, dimana sumur-1 dan sumur-2 adalah sumur vertikal dan sumur-3 adalah sumur horizontal. Berikut adalah profil produksi dari setiap sumur pada reservoir ADF.
Gambar 3.1.4 Grafik Water FVF
Dimas Ariotomo 12206007
3
Gambar 3.2.1 Profil Produksi Sumur 1
Gambar 3.2.4 Profil Produksi Lapangan X
Tekanan Reservoir 2000
1500
1000
500
0 7/24/1998
Gambar 3.2.2 Profil Produksi Sumur 2
9/1/2002
10/10/2006
Gambar 3.2.5 Tekanan Reservoir
IV.
MATERIAL BALANCE
Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada reservoir ADF dihitung dengan metode P/Z material balance berdasarkan data produksi yang ada. Nantinya reservoir ADF akan dimodelkan sebagai tank yang homogen. Tabel dibawah ini memuat data yang digunakan dalam perhitungan IGIP pada reservoir ADF. Gambar 3.2.3 Profil Produksi Sumur 3
Dimas Ariotomo 12206007
4
Tanggal
Pr (Psig)
Z
P/Z
Kumulative Produksi Gas (BSCF)
12/31/1999
1915
0.725
2641
0
4/30/2000
1899
0.726
2616
7.04
8/30/2000
1884
0.729
2584
14.03
4/30/2001
1859
0.73
2547
27.51
8/30/2001
1849
0.732
2526
33.30
4/30/2003
1814
0.735
2468.
55.74
12/30/2004
1720
0.737
2334
99.91
12/30/2005
1660
0.738
2249
131.89
12/30/2006
1583
0.74
2139
167.86
7/31/2007
1540
0.742
2075
189.2
Setelah dilakukan pressure matching terhadap kumulatif produksi gas didapatkan model akuifer pada reservoir ADF ini adalah dengan : Jari-jari reservoir : 9725 feet Ketebalan reservoir : 63 feet Jari-jari aquifer /jari-jari reservoir : 4.4 Sudut Pengurasan : 360o Permeabilitas akuifer : 528 md
Tabel 4.1 Material Balance Dari gambar tampak bahwa besarnyaWater Drive Index (WDI) adalah sebesar sekitar 20 persen dan dari Depletion Drive sebesar 80 persen.
Dengan data diatas dibuat plot antara P/Z vs Kumulatif Produksi gas.
P/Z Material Balance 3000 2500
P/Z (Psig)
2000 1500 1000 IGIP 500
Gambar 4.2 Presussure Matching
0 0
200
400
600
800
Kumulatif Produksi Gas (BSCF)
Gambar 4.1 Grafik P/Z Material Balance
Berdasarkan evaluasi material balance reservoir ADF memiliki Initial Gas In Place Sebesar 721 BSCF. Dari plot diatas tampak bahwa beberapa titik terakhir tidak membentuk garis lurus dengan titik-titik sebelumnya, hal ini mengindikasikan adanya akuifer yang berhubungan dengan reservoir ADF. Dalam studi ini digunakan model akuifer Hurst Van Everdingen.
Dimas Ariotomo 12206007
Gambar 4.3 Mekanisme Pendorong
5
V. ADF
Dari wellhead ketiga sumur tersebut terdapat pipa produksi sepanjang 3000 feet yang bertemu pada suatu manifold. Jarak dari manifold ke separator adalah 10000 feet. Besarnya tekanan separator adalah 80 psig.
OPTIMASI PRODUKSI RESERVOIR
Dalam studi ini akan dibuat kontrak gas dengan DCQ (Daily Contract Quantity) yang diinginkan konsumen adalah: 50 BBTU/day selama 15 tahun. Dengan nilai gas heating value sebesar 720 btu/scf maka besarnya gas yang harus diproduksikan dari Lapangan X adalah sebesar 70 mmscfd.
Gambar dibawah ini adalah model integrasi dari reservoir hingga separator yang diajukan untuk memenuhi spesifikasi kontrak gas
Dalam pemodelan sistem reservoir dan optimasi produksi digunakan GAP, gambar dapat dilihat sebagai berikut
Gambar 5.1.1 Model Field Facilities Lapangan X
5.2 OPTIMASI PRODUKSI Optimasi produksi di Lapangan X ini dilakukan dengan tiga skenario.
Gambar 5.1.Pemodelan Sistem Reservoir
5.1 PEMODELAN RESERVOIR, SUMUR, DAN FASILITASl PERMUKAAN
5.2.1 Skenario 1 Dalam skenario 1 pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka ketiga sumur produksi bersamaan. Ketiga sumur tersebut dibuka dengan harapan total produksi 70 MMSCFD. Besarnya rate yang diharapkan dari setiap sumur adalah : Sumur-1 40 MMSCFD, sumur-2 15 MMSCFD, Sumur-3 15 MMSCFD.
Reservoir ADF dimodelkan dengan tank model yang homogen dengan adanya aquifer. Sumur-1 merupakan sumur vertikal dengan TVD 4235 feet, ID tubing 3 inch. Sumur-2 merupakan sumur vertikal dengan TVD 4198 feetdengan ID tubing 3 inch. Sumur-3 adalah sumur horizontal dengan TVD 4207 feet dan MD 4809 feet, dengan ID tubing 6 inch.
Dimas Ariotomo 12206007
6
Gas Production Profile Well-3
Well-2
Well-1
Field
80
Gas Rate (MMSCFD)
70 60 50 40 30 20 10 0 Jan-11
Jan-15
Jan-19
Jan-23 Jan-27 Waktu
Jan-31
Jan-35
Jan-39
Jan-43
Gambar 5.2.1.1 Profile Gas Produksi Gambar 5.2.1.4 Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu
Dengan skenario 1 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 13 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 481 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 670 BCF.
5.2.2 Skenario 2 Dalam skenario 2, pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka sumur horizontal dengan rate 70 MMSCFD. Setelah laju produksi sebesar 70 MMSCFD tidak bisa tercapai, maka sumur tersebut dibuka pada laju produksi 40 MMSCFD dan dua sumur lainnya dibuka dengan laju produksi masingmasing 15 MMSCFD.
Gambar 5.2.1.2 Profile Water Produksi
Berikut adalah profil produksi pada skenario 2.
Gambar 5.2.1.3 Profile Water Gas Ratio Produksi
Dimas Ariotomo 12206007
7
Gambar 5.2.2.1 Profile Gas Produksi
Gambar 5.2.2.4 Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu
Dengan scenario 2 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 13.3 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 473 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 662 BCF
5.2.3 Skenario 3 Dalam skenario 3, pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka sumur horizontal dengan rate 70 MMSCFD. Setelah laju produksi sebesar 70 MMSCFD tidak bisa tercapai, maka sumur tersebut dibuka pada laju produksi 50 MMSCFD dan Sumur-2 dibuka pada laju produksi 20 MMSCFD. Saat total produksi pada kedua sumur tersebut dibawah 70 MMSCFD, maka sumur ketiga dibuka dengan laju produksi 10 MMSCFD.
Gambar 5.2.2.2 Profile Water Produksi
Berikut adalah profil produksi pada skenario 2.
Gambar 5.2.2.3 Profile Water Gas Ratio Produksi
Dimas Ariotomo 12206007
8
Gambar 5.2.3.1 Profile Gas Produksi
Gambar 5.2.3.4 Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu
Dengan skenario 3 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 15 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 478 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 667 BCF.
VI.
ANALISIS DAN PEMBAHASAN
Berikut adalah tabel perbandingan profil produksi dari setiap skenario pengembangan :
Gambar 5.2.3.2 Profile Water Produksi
Skenario 1 2 3
Plateau (tahun) 13 13.3 15
Gp (BCF) 670 662 667
Wp (MMBW) 6.8 6.4 6.3
RF (%) 93.1 91.9 92.6
Dari tabel diatas tampak bahwa skenario 1 memberikan plateau rate paling pendek (13 tahun), dan skenario 3 memberikan plateau rate paling panjang (15 tahun) Skenario 1 memberikan plateau paling pendek dikarenakan sumur-3 tidak dapat mempertahankan laju produksi sebesar 15 MMSCFD pada tahun ke 13. Hal ini disebabkan karena sumur 3 yang memproduksikan air relatif lebih banyak dibandingkan sumur-2 pada laju produksi gas yang sama. Hal ini menyebabkan kecepatan slip antara air dan gas pada sumur 2 lebih rendah, sehingga laju
Gambar 5.2.3.3 Profile Water Gas Ratio Produksi
Dimas Ariotomo 12206007
9
produksi pun mengalami penurunan. Namun pada skenario 1 menghasilkan Estimate Ultimate Recovery paling tinggi (670 BCF, Recovery Faktor: 93%). Hal ini terjadi karena, besarnya penurunan tekanan reservoir pada skenario 1 relatif lebih cepat dibanding kedua skenario yang lain, akibat air yang terproduksi lebih banyak. Dengan penurunan tekanan reservoir yang lebih tinggi, maka besarnya water influx akan menjadi lebih banyak karena drawdown antara tekanan akuifer dan tekanan reservoir menjadi lebih tinggi.
perolehan gas karena tenaga pendorong dari akuifer yang relative lemah. 7.2 Saran
Skenario 3 menghasilkan plateau paling lama, selama 15 tahun. Hal ini disebabkan strategi produksi dengan membuka terlebih dahulu sumur-3 dengan besarnya relative permeability paling rendah pada berbagai harga saturasi dibandingkan dua sumur lainnya, membuat kecepatan slip antara gas dan air menjadi lebih tinggi. Walaupun skenario 3 menghasilkan plateau paling lama, kumulatif produksi yang dihasilkan hingga semua sumur mati lebih rendah dibanding skenario 1. Hal ini disebabkan karena kumulatif air yang diproduksikan pada skenario 3 relatif lebih rendah dibandingkan skenario 1. Sehingga besarnya water influx pun menjadi relatif lebih sedikit dibandingkan dengan skenario 1.
VIII. 1. 2.
3.
4.
5. 6. VII.
KESIMPULAN DAN SARAN 7.
7.1 Kesimpulan
Besarnya IGIP Reservoir ADF pada Lapangan X adalah 721 BSCF gas setara dengan 375 BSCF hidrokarbon. Reservoir ADF memiliki tenaga pendorong deplesi alami (80 persen) dan water drive yang relatif kecil (20 persen). Skenario pengembangan yang paling baik adalah skenario 3, dengan membuka terlebih dahulu sumur horizontal, setelah plateau rate tidak tercapai dibuka sumur-2, hingga tidak tercapai dibuka sumur-3. Skenario 3 menghasilkan plateau rate selama 15 tahun dengan kumulatif produksi 667 BSCF gas setara dengan 346 BSCF hidrokarbon . Adanya akuifer pada studi ini, tidak berpengaruh secara signifikan terhadap faktor
Dimas Ariotomo 12206007
Untuk hasil yang lebih baik, disarankan menggunakan 3D model yang dapat menunjukkan heterogenitas reservoir yang dapat menggambarkan drainage area, kemungkinan interference antar sumur, dll.
8. 9.
10
DAFTAR PUSTAKA
Abdassah, Doddy: ”Diktat Teknik Gas Bumi”, Teknik Perminyakan ITB, 1998. Beggs, H. Dale: “Production OptimizationUsing NODALTM Analysis”, OGCI Publications: Tulsa, 1999. Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: “Gas Well Deliquification, 2nd", Gulf Professional Publishing, 2008. Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: “Gas Well Deliquification: Solutions to Gas Well Liquid Loading Problems, Gulf Professional Publishing, 2008. MBAL, PROSPER, GAP User Guide. McCain, William D.: “The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition”, PennWell Books: Tulsa, 1990. Permadi, Asep: ”Diktat Teknik Reservoir I”, Teknik Perminyakan ITB, 2004. Permadi, Asep: ”Diktat Teknik Reservoir II”, Teknik Perminyakan ITB, 2004. Sajjad, Farasdaq: ”Optimasi Pengembangan Lapangan Gas Kering PDF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading”, Tugas Akhir Mahasiswa Teknik Perminyakan ITB, 2010.
X.
LAMPIRAN
IPR Sumur Produksi Well-3 Completion Diagram (Horizontal Well) Elevation : 37.75’ 2-7/8” SSV @ 300’
Packer @ 4021’ MD
9 5/8” Shoe @ 4103’ MD
Gambar 9.1 IPR Sumur 1 Top Perforation Tubing
6” Perforated Tubing
4058’ MD/4058 TVD 9-1/8” Hole
4813’ MD/4058’ TVD
Gambar 9.4 Well Diagram
Gambar 9.2 IPR Sumur 2
Gambar 9.3 IPR Sumur 3
Dimas Ariotomo 12206007
11
