Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

TUGAS AKHIR

Oleh: MUHAMMAD AKMAL NIM 12205065

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010


TUGAS AKHIR

Oleh: MUHAMMAD AKMAL NIM 12205065

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: Dosen Pembimbing Tugas Akhir, Tanggal…………………………….

(Dr. Ir. Pudjo Sukarno)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi Oleh : Muhammad Akmal* Dr. Ir. Pudjo Sukarno** Sari Masalah utama yang sering muncul pada sumur gas yang memproduksikan cairan (air dan/atau kondensat) adalah masalah liquid loading. Liquid loading adalah peristiwa terakumulasinya cairan di dasar sumur sebagai akibat kecepatan gas tidak mampu membawa butir -butir cairan ke permukaan. Akumulasi cairan di dasar sumur memberikan back pressure ke lapisan produktif sehingga menyebabkan tekanan alir di dasar sumur meningkat. Hal ini menyebabkan laju produksi gas menurun sebagai akibat drawdown di dasar sumur kecil. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur juga menyebabkan saturasi cairan di sekitar lubang sumur akan meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Penurunan laju produksi akan menyebabkan menurunnya kecepatan aliran gas sehingga kondisi liquid loading semakin parah dan pada akhirnya sumur akan mati. Penentuan laju kritis gas mulai saat terjadinya loading dan perkiraan waktu kapan terjadinya gejala liquid loading pada suatu sumur gas pada tugas akhir ini akan dimodelkan untuk mencegah matinya sumur. Penentuan dan perkiraan tersebut dapat dilakukan dengan mensimulasi komponen reservoir dan sumur secara terintegrasi. Model yang terintegrasi ini merupakan keterpaduan antara model reservoir dengan model sistem sumur sampai ke permukaan (separator). Pemodelan yang terpadu ini menggunakan perangkat lunak yang disediakan oleh Schlumberger yaitu ECLIPSE (simulator reservoir), PIPESIM (simulator sumur dan jaringannya), dan FPT yang merupakan software penggabung ECLIPSE dan PIPESIM1. Adapun tujuan dari tugas akhir ini adalah menentukan waktu mulai terjadinya liquid loading untuk suatu reservoir dan sistem sumur hipotetik dengan melihat laju produksi gas minimum yang dihitung dengan persamaan Turner 2 dan persamaan Nossier3. Selain data laju produksi gas, data lain yang dipertimbangkan meliputi tekanan alir dasar sumur, LGR, tekanan kepala sumur yang seluruhnya diperoleh dari hasil run model yang terpadu. Kata kunci : liquid loading, pemodelan terpadu sumur gas Abstract The main problem often occured in gas well producing liquid (water and/or condensate) is liquid loading. Liquid loading is a process of liquid accumulation at the bottom of the well due to gas velocity disability of carrying liquid droplet to the surface. The liquid accumulation gives back pressure to productive zone which make flowing pressure at the bottom increase. This occurrence could make gas production rate decrease because the drawdown pressure become small . On the other hand, the liquid accumulation at the bottom hole could make liquid saturation increase and it could decrease effective permeability of gas so gas production rate will reduce. The decrease of gas rate will reduce gas velocity, worsening liquid loading problem and eventually killing the wells. Determination of critical gas rate and prediction on when liquid loading will occur at underdeveloped gas field needs to be done, so that every method could be prepare early to prevent or encounter loaded well. The prediction could be done by simulation using complex model. The complex model here means integrated model that is reservoir model integrated with well and surface facilities model. The model could be made using schlumberger software ECLIPSE, PIPESIM, and FPT1. The purpose of this final project is to determine the time when liquid loading problem is happened for the hypotetic reservoir and well system using minimum gas production rate calculated by Turner2 and Nossier3 equation. Besides rate production data, other data like well flowing pressure, LGR, wellhead pressure are considered which is all obtained from the running result of integrated model. Keywords : liquid loading, gas well integrated modelling *) **)

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


1

I.

PENDAHULUAN

Pada umumnya, suatu reservoir gas akan diproduksi pada suatu harga laju produksi tetap (plateau rate) selama jangka waktu produksi tertentu. Jika reservoir tersebut mempunyai potensi memproduksi air dan/atau kondensat maka terjadi kemungkinan plateau rate gas tersebut tidak akan tercapai sebagai akibat liquid loading. Dengan demikian perlu dilakukan analisis kelakuan produksi sumur gas yang bertujuan untuk memperkirakan kapan terjadinya liquid loading tersebut. Mengingat bahwa kinerja reservoir dan sistem sumur sangat terkait satu sama lain maka perlu dilakukan pemodelan terpadu (ECLIPSE, PIPESIM, dan perangkat lunak FPT)1. Studi ini bertujuan menentukan waktu mulai terjadinya liquid loading pada model terpadu dengan menghitung laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3. Jika laju alir gas pada model terpadu lebih kecil dari laju alir gas minimum yang dihitung, maka dapat disimpulkan bahwa pada waktu tersebut liquid loading mulai terjadi. II. FENOMENA LIQUID SUMUR GAS

LOADING

PADA

Sumur gas akan memproduksi cairan pada umumnya 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, berbentuk butir cairan, sampai ke permukaan. Namun dengan turunnya tekanan reservoir, maka kecepatan fasa gas akan berkurang dan pada suatu kecepatan gas tertentu yang rendah, 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 sehingga menyebabkan tekanan alir di dasar sumur meningkat. Peningkatan tekanan alir dasar sumur tersebut akan menyebabkan penurunan laju produksi gas. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur dapat menyebabkan saturasi air/kondensat di sekitar lubang sumur meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Penurunan laju produksi akan menyebabkan menurunnya kecepatan aliran gas sehingga sumur mengalami kondisi liquid loading yang berangsurangsur akan menyebabkan sumur tersebut mati. Proses tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.1. Pada gambar tersebut gas dan air terproduksikan bersamasama (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.

Gambar 2.1 Proses Terjadinya Liquid Loading4 Kasus liquid loading dapat diperkirakan dengan melihat gejala-gejala seperti peningkatan tekanan casing, penurunan tekanan casing namun produksi gas tinggi, atau peningkatan tekanan casing namun laju produksi gas rendah5. Selain itu liquid loading juga dapat diindentifikasi dengan menggunakan acuan kecepatan gas minimum, dimana butir cairan akan terangkat jika kecepatan gas lebih besar dari kecepatan jatuh bebas cairan (terminal velocity). Pengembangan persamaan kecepatan gas minimum dilakukan oleh Turner 2 berdasarkan kecepatan terminal cairan. Cairan dianggap berbentuk droplet spheroidal, dan selama pengangkatan butiran cairan tersebut tidak boleh pecah. Selain itu juga dianggap bahwa aliran gas selalu turbulen. Berikut ini adalah pengembangan persamaan kecepatan gas minimum yang diturunkan oleh Turner2. Kecepatan terminal cairan adalah: Vt 

2 gc mL (  L   g )

(1)

 L  g AL C D

Modifikasi persamaan (1) untuk butiran berbentuk speroidal menghasilkan persamaan (2). Vt  6.55

DL (  L   g )

(2)

 g CD

Persamaan (2) dapat dituliskan dalam bentuk persamaan (3) berikut ini.


2

Vt

2

 42.9025

(  L   g ) DL

(3)

CD  g

Weber number adalah suatu harga yang menyatakan butir cairan tetap utuh, yang ditunjukan oleh persamaan (4). 2

NWe 

Vt  g D L

(4)

g c

N weg c DL  2 Vt  g

(5)

Berdasarkan hasil penelitian laboratorium, harga minimum Weber number agar butir cairan tetap utuh adalah 20-30, sehingga persamaan (5) menjadi:

L



30g c 2 Vt  g

(6)

Penggabungan persamaan (2) dan (5) menghasilkan persamaan (7). Vt

2

 42.9025

(  L   g ) 30g c 2 Vt  g C D  g

(7)

Penurunan lebih lanjut menghasilkan persamaan (8). Vt

4

 42.9025

(  L   g ) 30g c 2  g CD

(8)

4

 41443.82

 (L   g ) 0.44  g

2

(10)

Konversi satuan dari lb/ft ke dyne/cm, diperoleh: 0 .25

 = 60 dyne/cm

(  L   g ) 0 .25

g

0 .5

 = 20 dyne/cm

o

T = 120 C=580 R

T = 120oC=580oR

 = 67 lbm/ft 3

 = 45 lbm/ft 3

Gas gravity = 0.6 Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka kecepatan terminal untuk air dan kondensat masingmasing adalah: V g , water  4 .425

( L   g )

g V g , kondensat  3.362

0.25

(12)

0 .5

( L   g )

g

0.25

0 .5

(13)

Selain Turner2, seorang peneliti lainnya yaitu Nosier3 juga mengembangkan persamaan terminal yang memperhitungkan kondisi aliran (transisi dan turbulen). Persamaan Nosier3 terbagi menjadi dua persamaan kecepatan gas minimum yaitu persamaan untuk aliran gas transisi dan persamaan untuk aliran gas turbulen, seperti berikut ini: 0.21 0.35 (  L   g ) Vg ,transisi  0.508 0.134 0.426  g

0.25 0.25 (  L   g ) Vg ,turbulent  1.935 0.25 g

(15) Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya liquid loading dihitung dengan persamaan (16).

1

1 (L   g ) 4 Vt  17 .6 4 1 g 2

Condensate

(9)

Atau

Vt  1 .59 

Water

(14)

Turner mengasumsikan harga CD = 0.44 karena harga tersebut konstan pada aliran turbulen. Dengan demikian diperoleh persamaan (9). Vt

Tabel 2.1 Harga Paramater Turner

o

Berdasarkan persamaan (4) maka dapat ditentukan diameter butiran yang ditunjukan pada persamaan (5).

D

Untuk kasus lapangan harga densitas dan tegangan permukaan yang sering digunakan untuk butir air dan kondensat ditunjukkan pada Tabel 2.1:

(11)

q g (min) 

3.06Vg AP

(16)

TZ

Perkiraan terjadinya liquid loading pada sumur gas di lapangan memerlukan laju produksi gas dan air 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


3

dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator tersebut harus dipadukan. III. MODEL TERPADU SISTEM RESERVOIR, SUMUR, DAN PIPA PRODUKSI Penyelesaian liquid loading di suatu sumur gas merupakan permasalahan yang menyangkut aliran di dalam reservoir, sumur gas, dan fasilitas permukaan. Dengan demikian pendekatan penyelesaian permasalahan juga harus melalui pemodelan ketiga hal tersebut secara terpadu. Untuk membangun model yang terintegrasi tersebut maka perlu dibangun masing-masing sub-model. Untuk sub-model reservoir diasumsikan bahwa reservoir berbentuk simetris dengan tebal dan panjang yang seragam, bersifat homogen, dan hanya terdapat satu sumur yang berada di tengah-tengahnya. Fluida reservoir adalah gas kering dimana dibawahnya terdapat lapisan air yang tidak dominan untuk tujuan memodelkan liquid loading. Sub-model sumur gas direpresentasikan sebagai suatu sumur yang dikomplesi dengan selang kedalaman perforasi 9000 ft-9060 ft yaitu sekitar seperempat bagian atas dari tebal keseluruhan lapisan gas. Tujuan penempatan selang perforasi ini adalah untuk memperlambat produksi air ke dalam sumur sehingga peristiwa liquid loading dapat dimodelkan. Untuk melengkapi sistem sumur yang juga mempengaruhi liquid loading maka dibangun sub-model pipa produksi dalam bentuk sederhana. Simulator ECLIPSE digunakan untuk model reservoir dan simulator PIPESIM digunakan untuk sub-model sumur dan pipa produksi dimana kedua simulator itu dipadukan dengan perangkat lunak FPT yang disediakan oleh Schlumberger. 3.1 Sub-Model Reservoir Reservoir dimodelkan dengan menggunakan simulator ECLIPSE black oil. Bentuk reservoir adalah simetris dengan jumlah cell untuk arah x dan y adalah 14, dan arah z adalah 100. Masing-masing cell untuk arah x dan y mempunyai panjang dan lebar sebesar 700 ft sehingga total panjang reservoir adalah 9800 ft dan lebar 9800 ft. Jumlah total cell arah z mewakili tebal reservoir sebesar 500 ft dimana masing masing cell mempunyai tebal 5 ft. Fluida reservoir adalah gas dan air, dimana Gas Water Contact terletak pada kedalaman 9250 ft yaitu pada grid ke 50. Harga porositas reservoir adalah 0.1, harga permeabilitas arah x, y, z pada zona di atas GWC berturut-turut adalah 5, 5, dan 40 md sedangkan untuk arah x, y, z pada zona dibawah GWC adalah 10, 10, dan 40 md. Harga initial gas in place yang diperoleh adalah 273.024 Bscf.

Data PVT yang digunakan dalam simulasi dibangun secara hipotetik berdasarkan harga-harga SG gas, tekanan dan temperature reservoir. Berikut ini adalah tabel data PVT yang digunakan : Tabel 3.1 Harga Parameter Fluida dan Batuan Parameter Harga Satuan Reference Pressure(Pref) 3760 Psia 1.0206 Bw rb /stb 3.0438E-6 Water compressibility 1 /psi 0.3022 Water viscosity cp 4.2289E-6 Water viscosibility 1 /psi 8.4300E-6 Rock compressibility 1 /psi Tabel 3.2 Bg Vs. P dan μ Vs. P Press (psia)

FVF (rb /Mscf)

Visc (cp)

100.00

32.9657

0.0135

331.58

9.7616

0.0137

563.16

5.6483

0.0140

794.74

3.9379

0.0143

1026.32

3.0044

0.0146

1257.89

2.4193

0.0150

1489.47

2.0205

0.0155

1721.05

1.7332

0.0160

1952.63

1.5179

0.0166

2184.21

1.3518

0.0172

2415.79

1.2209

0.0178

2647.37

1.1159

0.0184

2878.95

1.0303

0.0191

3110.53

0.9598

0.0198

3311.73

0.9081

0.0204

3573.68

0.8513

0.0212

3760.00

0.8169

0.0217

4036.84

0.7728

0.0225

4268.42

0.7414

0.0232

4500.00

0.7140

0.0239

Tabel 3.3 Harga Densitas Air dan Gas di Permukaan Water density 62.42797 lb /ft^3 0.04057818 lb /ft^3 Gas density Berikut adalah data permeabilitas relatif gas dan air yang digunakan pada model ini: Tabel 3.4 Sg Vs. Krg Sg

Krg

Pc (psia)

0.0000

0.0000

0


4

0.0633

0.0067

0

0.1267

0.0267

0

0.1900

0.0602

0

0.2533

0.1070

0

0.3167

0.1671

0

0.3800

0.2407

0

0.4433

0.3276

0

0.5067

0.4279

0

0.5700

0.5415

0

0.6000

0.6000

0

flowline dengan ID sebesar 6 inches. Panjang flowline sebesar 5150 ft. sub-model sumur dan fasilitas permukaan yang disebutkan di atas dapat dilihat pada Gambar 3.2. Tekanan fluida yang mengalir dari dasar sumur hingga manifold akan mengalami penurunan. Kehilangan tekanan tersebut berbeda-beda untuk tiap-tiap komponen sistem produksi. Perhitungan kehilangan tekanan harus dimasukkan dalam pembuatan sub-model sumur dan fasilitas permukaan ini. Ada beberapa persamaan yang digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan di tubing dan di flowline. Jika fluida yang mengalir terdiri dari satu fasa, maka persamaan yang digunakan untuk mensimulasikan pressure drop adalah persamaan Cullender and Smith untuk pipa vertical (tubing) dan persamaan Weymouth untuk pipa horizontal (flowline). Jika fluida yang mengalir terdiri dari dua fasa atau lebih (multifasa) maka persamaan yang digunakan adalah persamaan Gray untuk pipa vertikal/tubing dan persamaan Duns and Ros untuk pipa horizontal/flowline.

Tabel 3.5 Sw Vs. Krw

Kr

Sw

Krw

Pc (psia)

0.4000

0.0000

36.4444

0.4300

0.0000

32.8000

0.4933

0.0200

25.5111

0.5567

0.0651

18.2222

0.6200

0.1298

12.7556

0.6833

0.2116

7.2889

0.7467

0.3093

3.6444

0.8100

0.4216

0.3280

0.8733

0.5479

0.2551

0.9367

0.6876

0.1822

1.0000

0.8400

0.0000

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0

Krg Krw

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Sw

Gambar 3.1 Kurva Permeabilitas Relatif

Gambar 3.2 Model Sumur dan Pipa Produksi pada PIPESIM

3.2 Sub-Model Sumur dan Pipa Produksi

3.3 Field Planning Tool

Sumur dan jaringan perpipaan dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Model sumur adalah vertical dengan kedalaman 9250 ft. Panjang tubing yang digunakan adalah 9060 ft dengan ID sebesar 3.5 inches. Wall thickness tubing adalah 0.5 dan roughnes 0.001. ID casing adalah 6 inches. Gas diproduksikan melalui tubing dan di permukaan gas diteruskan ke manifold melalui

Jika hanya menggunakan simulator ECLIPSE, gejala liquid loading tidak bisa diperkirakan karena sumur-sumur gas akan tetap berproduksi walaupun jumlah air yang ikut terproduksi sangat besar. Jika hanya menggunakan model PIPESIM saja, maka diperlukan data rate gas dan air dalam jumlah Dengan menggunakan program Field Planning Tools (FPT), dapat dilakukan integrasi kedua model diatas.


5

Sehingga dihasilkan perhitungan yang kontinu dan dinamik. Melalui analisis data hasil perhitungan tersebut dapat diketahui gejala-gejala liquid loading . IV. IDENTIFIKASI GEJALA LIQUID LOADING Penelitian identifikasi gejala liquid loading dilakukan dengan dua pendekatan yaitu dengan hanya melihat aspek reservoir yang disimulasikan dengan simulator ECLIPSE (Model 1) dan dengan melihat aspek model terintegrasi yang disimulasikan dengan menggunakan gabungan simulator ECLIPSE dan PIPESIM (Model 2). Kriteria liquid loading untuk Model 1 adalah mempertimbangkan adanya penurunan laju produksi gas pada saat air ikut terproduksi yang diikuti dengan peningkatan tekanan alir dasar sumur. Untuk Model 2, kriteria yang digunakan adalah kriteria tersebut di atas serta mempertimbangkan persamaan kecepatan minimum gas oleh Turner2 dan Nossier3. Model 1 dirun untuk 3 skenario, pada harga laju produksi tetap yang berbeda-beda (plateau rate) untuk melihat apakah dapat diidentifikasi gejala liquid loading. Ada tiga scenario produksi yang dilakukan yaitu sumur diproduksi dengan laju 15 MMSCFD, 17 MMSCFD, dan 19 MMSCFD. Hasil perhitungan untuk ketiga laju produksi tersebut ditunjukkan oleh Gambar 4.1.

Gambar 4.1 Hubungan Laju Alir Gas Terhadap Waktu Produksi Pada Gambar 4.1, garis yang membentuk plateau adalah laju alir gas sedangkan garis putus-putus menunjukkan laju produksi air. Garis berwarna biru untuk skenario 1, merah untuk skenario 2, dan hitam untuk skenario 3. Pada skenario 1, sumur tetap berproduksi pada plateau rate 15 MMSCFD, pada kondisi ini walaupun air sudah mulai terproduksi pada tahun ke 2 plateau rate tersebut tetap bertahan hingga tahun ke 20. Tekanan dasar sumur yang umumnya dapat menjadi tolok ukur suatu sumur mengalami liquid loading juga tidak mengalami kenaikan (Tekanan dasar sumur pada selang waktu produksi untuk ketiga skenario Model 1 dilampirkan di belakang). Dengan demikian terproduksikannya air tidak mempengaruhi plateau rate selama 20 tahun.

Untuk skenario 2 pengaruh air terhadap plateau rate (17 MMSCFD) baru terlihat pada tahun ke 19 yaitu laju produksi gas turun dari 17 MMSCFD menjadi 16 MMSCFD pada tahun ke 20. Sama seperti 2 skenario yang telah disebutkan di atas, skenario 3 juga tidak memperlihatkan adanya gejala liquid loading. sumur gas berproduksi pada laju 19 MMSCFD. Pada skenario 3, air mulai terproduksi pada tahun ke 1.5 dan terus meningkat. Laju gas akan turun lebih kecil dari 19 MMSCFD pada tahun ke 13 dan mencapai 15 MMSCFD pada tahun ke 20. Hal ini disebabkan peningkatan produksi air dari reservoir yang akan menurunkan laju produksi gas. Selanjutnya, Model 2 mensimulasi sistem produksi sumur gas yang terdiri dari reservoir, sumur, dan pipa produksi. Salah satu batasan yang biasa digunakan dalam sistem sumur ini adalah tekanan kepala sumur tetap. Pada Model 2 ini dibuat 3 skenario masing-masing pada tekanan kepala sumur tetap yaitu sebesar 2100 psia, 2000 psi, dan 1900 psi. Pengubahan tekanan kepala sumur dapat dilakukan dengan menvariasikan tekanan separator. Hasil simulasi Model 2 pada ketiga tekanan kepala sumur tersebut dihasilkan plateau rate sebesar 15.3, 17.4, 19.5 MMSCFD dengan masing masing plateau time sebesar 634.61, 482.21, 417.85 hari. Harga plateau rate yang diperoleh menurun secara signifikan untuk selang waktu tertentu dibandingkan dengan Model 1. Perbedaan plateau rate dan plateau time untuk Model 1 dan Model 2 disebabkan oleh pengaruh sumur dan pipa produksi. Pengaruh produksi air dalam sumur merupakan fenomena liquid loading yang terbukti pada Model 2. Hal ini ditunjukkan oleh adanya penurunan laju produksi gas yang diikuti dengan kenaikan tekanan dasar sumur dan tekanan kepala sumur. Kenaikan tekanan dasar sumur disebabkan oleh adanya kolom hidrostatik air di dasar sumur yang disebabkan oleh air yang tidak terangkat ke permukaan.

Gambar 4.2 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 1)


6

Gambar 4.2 memperlihatkan perubahan laju alir gas (laju alir gas berkurang pada selang waktu tertentu) dan air dimana laju alir gas pada awal produksi adalah sebesar 15.3 MMSCFD. Laju ini bertahan selama 634.61 hari yaitu sekitar 1 tahun 7 bulan. Laju alir gas mulai berkurang menjadi 10.72 MMSCFD pada hari ke 660.77 dan air mulai terproduksi dengan laju 1.83 stbd. Tekanan alir di dasar dan kepala sumur meningkat pada skenario ini yang gambarnya dapat dilihat pada lampiran.

loading pada ketiga skenario di atas dapat diperkirakan. Perkiraaan waktu terjadinya liquid loading dilakukan dengan membandingkan laju alir gas dengan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3. Pada perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3, harga variabel yang digunakan sesuai dengan harga yang dimasukkan ke dalam simulator. Harga densitas gas dihitung dengan menggunakan persamaan (17). Parameter tegangan permukaan dihitung dengan persamaan (20).  gas 

0.0433 g Pwh



w ( 740 F )



w ( 2800 F )

 75  1.108 p

Gambar 4.3 merupakan hasil plot dari perhitungan Model 2 untuk skenario 2. Gambar ini memperlihatkan hal yang sama seperti pada skenario pertama yaitu laju alir gas turun akibat terproduksinya air. Tekanan alir di dasar sumur dan kepala sumur juga ikut meningkat beberapa ratus psia.

0.349

 53  0.1048 p

 w (T )   w ( 74 ) 

Gambar 4.3 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 2)

( gram / cc )

(17)

zT

0.637

(T  74 )( w ( 74 )   w ( 280 ) )

(18) (19)

(20)

206

Semua parameter di atas dihitung dan dimasukkan ke persamaan (11) untuk persamaan Turner2 dan persamaan (14) atau (15) untuk persamaan Nossier3. Setelah didapatkan harga kecepatan minimum gas, harga ini diubah ke dalam harga laju alir gas minimum (laju alir kritis gas) dengan menggunakan persamaan (16).

Gambar 4.5 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas Hasil Perhitungan Vs. Time (Skenario 1) Gambar 4.4 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 3) Gambar 4.4 merupakan hasil plot perhitungan Model 2 untuk skenario 3. Sama seperti kedua skenario di atas, pada skenario ini laju alir gas juga ikut turun dengan terproduksinya air. Dengan demikian, model terpadu yang dibuat dapat menunjukkan fenomena liquid loading sehingga waktu terjadinya liquid

Gambar 4.5 merupakan hasil plot perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner 2 dan Adjusted Turner2 untuk skenario 1. Dari Gambar ini dapat dilihat bahwa harga laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 tidak menunjukkan terjadinya liquid loading. Pada skenario ini, harga laju alir gas minimum yang dihitung selalu menunjukkan harga yang lebih kecil dibandingkan


7

dengan harga laju alir gas hasil perhitungan FPT. Laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 kemudian dikoreksi sebesar 20% (dengan menambahkan 20% dari laju minimum gas yang terhitung). Penambahan 20% berasal dari hasil penelitian Turner 2 berdasarkan harga koefisien drag dan harga Weber number yang dianggap tidak sesuai. Dengan menggunakan data lapangan, Turner 2 melakukan matching dan diperoleh kesesuaian jika kecepatan kritis gas dikoreksi 20%. Dari Gambar 4.5 didapatkan bahwa ternyata hasil perhitungan dengan koreksi 20% juga tidak menunjukkan terjadinya peristiwa liquid loading.

persamaan yaitu persamaan (14) untuk aliran transisi dan persamaan (15) untuk aliran turbulen. Oleh sebab itu, perlu dihitung harga NRE pada masing-masing skenario untuk melihat apakah aliran gas berupa aliran transisi atau turbulen. Untuk kasus ini diperoleh harga Reynold Number di atas 2x105. Angka ini menunjukkan pola aliran yang sangat turbulen sehingga digunakan persamaan (15).

Gambar 4.8 Qgas Nossier, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 1)

Gambar 4.6 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 2)

Gambar 4.8 adalah hasil plot laju alir gas yang diperoleh dari perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 pada berbagai waktu produksi. Dengan menggunakan persamaan Nossier3 gejala liquid loading terlihat dengan jelas yaitu pada saat laju alir gas hasil perhitungan FPT lebih kecil dari laju alir gas minimum yang dihitung. Pada skenario 1, fenomena liquid loading terjadi pada hari ke 2517 pada saat laju alir gas sebesar 7.98 MMSCFD, sedangkan laju alir gas minimum 8.28 MMSCFD.

Gambar 4.7 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas hasil perhitungan Vs. Time (Skenario 3) Gambar 4.6 dan 4.7 menunjukkan laju produksi hasil perhitungan FPT yang dibandingkan dengan laju alir minimum gas Turner 2 dan setelah dikoreksi 20% pada berbagai waktu. Kedua persamaan di atas menghasilkan perkiraan yang optimis yaitu liquid loading tidak terjadi. Laju alir gas pada hasil perhitungan FPT selanjutnya dibandingkan dengan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Nossier 3. Persamaan Nossier3 terdiri dari dua

Gambar 4.9 Qgas Nossier, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 2) Hasil plot perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 untuk skenario 2 ditunjukkan pada Gambar 4.9. Liquid loading terjadi pada hari ke 2419. Pada hari tersebut laju alir gas dari


8

hasil perhitungan FPT sebesar 6.79 MMSCFD dan laju alir gas minimum 8.01 MMSCFD. Sama seperti 2 skenario di atas, dengan menggunakan persamaan Nossier3 liquid loading juga teridentifikasi pada skenario 3. Pada skenario ini liquid loading terjadi pada hari ke 1785. Pada hari tersebut laju alir gas dari hasil perhitungan adalah sebesar 7.66 MMSCFD sedangkan laju alir gas minimum yang dihitung adalah 7.73 MMSCFD. Perbandingan laju alir gas hasil perhitungan FPT dan laju alir gas minimum ditampilkan pada Gambar 4.10. Hasil perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 dalam bentuk tabel untuk ketiga skenario di atas dapat dilihat pada lampiran.

2.

3.

4.

5. Gambar 4.10 Qgas Nossier, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 2) Dengan membandingkan laju alir gas yang diperoleh dari hasil perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner 2 dan Nossier3 dapat disimpulkan bahwa pada penelitian ini persamaan Nossier3 lebih dapat dipercaya yaitu liquid loading terjadi pada ketiga skenario Model 2. Kesimpulan ini didasarkan pada gejala-gejala liquid loading yang juga ditunjukkan pada hasil perhitungan FPT seperti turunnya laju produksi gas seiring dengan terproduksinya air dan pada saat tersebut tekanan dasar sumur naik. Adapun penyebab mengapa persamaan Turner2 tidak menunjukkan terjadinya liquid loading pada penelitian ini adalah asumsi harga variabel yang digunakan oleh Turner 2 tidak sesuai karena harga variabel tersebut diasumsikan pada kondisi aliran turbulen dengan bilangan Reynold berada pada range 104 2x105. V. KESIMPULAN DAN SARAN

5.2 Saran 1.

2. 3.

Pemodelan liquid loading tidak bisa dilakukan secara terpisah, namun harus menggunakan

Peramalan terjadinya liquid loading perlu dilakukan dalam skala lapangan yang mempunyai sumur dengan jumlah yang banyak (multiwell). Penggunaan data lapangan perlu dilakukan untuk melihat keakuratan program FPT ini. Pada model liquid loading yang yang terjadi dari akumulasi kondensat, model dalam penelitian ini tidak dapat digunakan. Model yang dibuat harus komposisional.

VI. DAFTAR SIMBOL AL Bw CD DL gc

5.1 Kesimpulan 1.

model terpadu antara reservoir, sumur, dan pipa produksi(fasilitas permukaan). Simulasi terpadu (ECLIPSE dan PIPESIM) dengan menggunakan platform FPT dapat digunakan untuk memperkirakan terjadinya liquid loading. Perkiraan waktu terjadinya liquid loading dilakukan dengan membandingkan laju alir gas dari hasil perhitungan FPT dan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner 2 dan Nossier3. Pada penelitian ini, jika mengacu pada persamaan Nossier3 maka liquid loading terjadi sedangkan jika mengacu pada persamaan Turner2 maka liquid loading tidak terjadi. Persamaan Nossier3 lebih mendekati dari pada persamaan Turner2 pada model penelitian ini karena asumsi harga variabel yang digunakan pada persamaan Turner2 tidak sesuai. Turner mengasumsikan bahwa laju alir gas turbulen dengan bilangan Reynold selalu berada pada range 104
= luas alas tubing,ft2 = water formation volume factor, rb /stb = koefisien drag = diameter droplet liquid, ft =factor konversi massan dengan berat, 32.174

ID

lbm. ft 2 lbf . sec

= diameter dalam pipa, inches


9

krg krw mL NWe NRE P/Pwh Pc Pwf qg/Qgas Sg Sw Ф T vcrit-T Vg Vt σ ρg ρL μg IGIP GWC LGR

= permeabilitas relative gas, fraksi = permeabilitas relative air, fraksi = massa droplet liquid, lbm = Weber number = Reynold Number = tekanan kepala sumur, psia = tekanan kapiler, psia = tekanan alir dasar sumur, psia = laju gas, mmcfd = saturasi gas, fraksi = saturasi air, fraksi = porositas, fraksi = temperature, oR = kecepatan kritis gas Turner = kecepatan alir gas, ft/s = kecepatan terminal, ft/s = tegangan permukaan antara gas dengan liquid, dyne/cm = densitas gas, lbf/ft3 = densitas liquid, lbf/ft 3 = viskositas gas, cp = Initial Gas In Place = Gas Water Contact = Liquid Gas Ratio

VII. DAFTAR PUSTAKA 1. 2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution. 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. Neves, T. R. et al. : “Elimination of Liquid Loading in Low-Productivity Gas Well”, SPE Production, March, 1989. 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 Khatima, Husnul. Penentuan Laju Alir Gas Minimum Dan Instalasi Plunger Lift Untuk Mengatasi Liquid Loading. 2003. Tugas Akhir


10

LAMPIRAN


11

Hasil perhitungan laju alir gas minimum dengan persamaan Turner dan Nossier Skenario 1 P sink 2100 psia Time (days)

Gas flowrate (mmscf/day)

Water Flowrate (STB/day)

Pwh (psia)

Pwf (psia)

Qgas (Turner) (mmscfd)

Qgas (Turneradj20%) (mmscfd)

Qgas (Nossier) (mmscfd)

0.00

15.3

0

2178.2

2916.2

3.813

4.576

7.800

634.61

15.3

0

2178.2

2916.2

3.813

4.576

7.800

660.77

10.72

1.857

2309.1

3110.0

3.913

4.695

8.123

1060.70

10.72

1.857

2309.1

3110.0

3.971

4.765

8.123

1078.30

8.343

5.62

2376.1

3228.6

4.020

4.824

8.281

1096.00

8.343

5.195

2376.1

3224.6

4.020

4.824

8.281

1119.10

8.343

4.916

2376.0

3222.0

4.020

4.824

8.281

1949.80

8.343

4.916

2376.0

3222.0

4.020

4.824

8.281

1998.20

8.343

5.342

2376.1

3226.0

4.020

4.824

8.281

2043.90

8.343

5.342

2376.1

3226.0

4.020

4.824

8.281

2089.70

8.343

5.837

2376.1

3230.6

4.020

4.824

8.281

2137.40

8.343

5.837

2376.1

3230.6

4.020

4.824

8.281

2164.70

8.343

6.233

2376.1

3234.2

4.020

4.824

8.281

2478.30

8.343

6.233

2376.1

3234.2

4.020

4.824

8.281

2517.70

7.983

6.684

2376.1

3238.3

4.020

4.824

8.281

2557.00

7.983

6.684

2376.1

3238.3

4.020

4.824

8.281

2608.10

7.983

7.163

2376.1

3242.4

4.020

4.824

8.281

2662.00

7.983

7.163

2376.1

3242.4

4.020

4.824

8.281

2716.90

7.639

6.819

2376.1

3240.1

4.020

4.824

8.281

2974.50

7.639

6.819

2376.1

3240.1

4.020

4.824

8.281

3034.70

7.639

7.293

2376.1

3244.2

4.020

4.824

8.281

3094.50

7.639

7.293

2376.1

3244.2

4.020

4.824

8.281

3155.50

7.639

7.747

2376.1

3248.0

4.020

4.824

8.281

3216.30

7.639

7.747

2376.1

3248.0

4.020

4.824

8.281

3252.20

7.639

8.195

2376.1

3251.8

4.020

4.824

8.281

3288.00

7.309

7.778

2376.1

3249.5

4.020

4.824

8.281

3771.90

7.309

7.778

2376.1

3249.5

4.020

4.824

8.281

3837.30

7.309

8.206

2376.1

3253.1

4.020

4.824

8.281

4082.10

7.309

8.206

2376.1

3253.1

4.020

4.824

8.281

4150.30

7.309

8.759

2376.1

3257.7

4.020

4.824

8.281

4220.40

7.309

8.942

2376.1

3259.2

4.020

4.824

8.281

4288.20

6.991

8.499

2376.1

3257.4

4.020

4.824

8.281

4749.00

6.991

8.499

2376.1

3257.4

4.020

4.824

8.281

4810.00

6.991

9.062

2376.1

3262.1

4.020

4.824

8.281

4958.30

6.991

9.062

2376.1

3262.1

4.020

4.824

8.281

5036.10

6.991

9.656

2376.1

3267.0

4.020

4.824

8.281


12

Time (days)


Water Flowrate (STB/day)

Pwh (psia)

Pwf (psia)




5114.00

6.691

8.976

2376.1

3263.8

4.020

4.824

8.281

5277.30

6.691

8.976

2376.1

3263.8

4.020

4.824

8.281

5359.70

6.691

8.534

2376.1

3260.0

4.020

4.824

8.281

5718.50

6.691

8.534

2376.1

3260.0

4.020

4.824

8.281

5781.30

6.691

9.067

2376.1

3264.6

4.020

4.824

8.281

5922.90

6.691

9.067

2376.1

3264.6

4.020

4.824

8.281

6005.50

6.691

9.828

2376.1

3271.0

4.020

4.824

8.281

6093.40

6.691

9.828

2376.1

3271.0

4.020

4.824

8.281

6151.70

6.691

10.41

2376.1

3275.8

4.020

4.824

8.281

6210.00

6.403

9.779

2376.1

3273.7

4.020

4.824

8.281

7011.00

6.403

9.779

2376.1

3273.7

4.020

4.824

8.281

7101.20

6.403

10.36

2376.1

3278.7

4.020

4.824

8.281

Gambar Plot Laju Alir Gas perhitungan FPT, Turner, Turner Adj20%, Nossier, dan Laju Alir Air terhadap waktu produksi (Skenario 1)


13

Gambar Plot Tekanan Dasar Sumur dan Tekanan Kepala Sumur terhadap waktu produksi (Skenario 1)

Skenario 2 P sink 2000 psia Time (days)


Water flowrate (STB/day)

Pwh (psia)

Pwf (psia)




0.00

17.420

0

2076.60

2825.60

3.731

4.477

7.536

482.21

17.420

0

2076.60

2825.60

3.731

4.477

7.536

505.40

12.820

0.8744

2191.10

2958.00

3.823

4.588

7.812

783.43

12.820

0.8744

2191.10

2958.00

3.823

4.588

7.841

809.34

9.897

8.367

2210.20

3047.90

3.837

4.605

7.887

834.86

9.897

7.582

2210.20

3041.50

3.837

4.605

7.887

944.80

9.897

7.582

2210.20

3041.50

3.837

4.605

7.887

973.00

9.897

8.028

2210.20

3045.20

3.837

4.605

7.887

1031.80

9.897

8.028

2210.20

3045.20

3.837

4.605

7.887

1061.10

9.897

8.643

2210.20

3050.10

3.837

4.605

7.887

1096.00

9.897

8.643

2210.20

3050.10

3.837

4.605

7.887

1122.00

9.897

9.372

2210.30

3055.70

3.838

4.605

7.888

1150.30

9.897

9.372

2210.30

3055.70

3.838

4.605

7.888


14

Time (days)



Pwh (psia)

Pwf (psia)




1180.30

9.896

10.26

2210.30

3062.40

3.838

4.605

7.888

1211.80

9.897

10.81

2210.30

3066.40

3.838

4.605

7.888

1244.10

9.897

11.42

2210.30

3070.80

3.838

4.605

7.888

1276.70

9.897

11.42

2210.30

3070.80

3.838

4.605

7.888

1311.50

9.897

12.33

2210.30

3077.20

3.838

4.605

7.888

1346.80

9.897

12.33

2210.30

3077.20

3.838

4.605

7.888

1382.90

9.897

13.47

2210.40

3085.00

3.838

4.605

7.888

1419.70

9.897

14.33

2210.40

3090.70

3.838

4.605

7.888

1440.40

9.897

14.33

2210.40

3090.70

3.838

4.605

7.888

1461.00

9.897

15.35

2210.40

3097.40

3.838

4.605

7.888

1489.00

9.897

15.35

2210.40

3097.40

3.838

4.605

7.888

1524.80

9.897

17.14

2210.40

3108.80

3.838

4.605

7.888

1672.40

9.897

17.14

2210.40

3108.80

3.838

4.605

7.888

1710.00

9.456

18.44

2214.00

3119.30

3.840

4.608

7.897

1940.90

9.456

18.44

2214.00

3119.30

3.840

4.608

7.897

1983.90

9.043

19.56

2217.60

3129.60

3.843

4.612

7.905

2369.70

9.043

19.56

2217.60

3129.60

3.843

4.612

7.905

2419.00

6.790

15.95

2263.00

3173.50

3.879

4.655

8.012

2469.90

6.790

13.85

2263.00

3157.50

3.879

4.655

8.012

2513.40

6.790

12.54

2263.00

3147.30

3.879

4.655

8.012

2557.00

6.790

11.14

2263.00

3136.30

3.879

4.655

8.012

2604.60

6.790

9.856

2263.00

3126.00

3.879

4.655

8.012

2654.80

6.790

8.86

2263.00

3117.80

3.879

4.655

8.012

2707.10

6.790

8.258

2263.00

3112.70

3.879

4.655

8.012

2763.00

6.790

7.509

2263.00

3106.30

3.879

4.655

8.012

2819.90

6.790

6.826

2262.90

3100.30

3.879

4.655

8.012

2871.00

6.790

6.339

2262.90

3095.90

3.879

4.655

8.012

2922.00

6.790

5.957

2262.90

3092.40

3.879

4.655

8.012

2981.70

6.790

5.609

2262.90

3089.20

3.879

4.655

8.012

3045.60

6.790

5.609

2262.90

3089.20

3.879

4.655

8.012

3108.70

6.790

5.216

2262.90

3085.40

3.879

4.655

8.012

3174.40

6.790

5.216

2262.90

3085.40

3.879

4.655

8.012

3231.20

6.790

4.963

2262.90

3083.00

3.879

4.655

8.012

4383.00

6.790

4.963

2262.90

3083.00

3.879

4.655

8.012

4450.60

6.790

5.231

2262.90

3085.60

3.879

4.655

8.012

4678.00

6.790

5.513

2262.90

3088.30

3.879

4.655

8.012

4749.00

6.790

5.918

2262.90

3092.10

3.879

4.655

8.012

4826.00

6.790

5.918

2262.90

3092.10

3.879

4.655

8.012

4905.00

6.790

6.405

2262.90

3096.50

3.879

4.655

8.012


15

Time (days)



Pwh (psia)

Pwf (psia)




4983.70

6.790

6.405

2262.90

3096.50

3.879

4.655

8.012

5048.80

6.790

6.891

2262.90

3100.90

3.879

4.655

8.012

5114.00

6.790

6.891

2262.90

3100.90

3.879

4.655

8.012

5191.20

6.790

7.337

2262.90

3104.80

3.879

4.655

8.012

5270.70

6.790

7.337

2262.90

3104.80

3.879

4.655

8.012

5351.20

6.790

7.802

2263.00

3108.80

3.879

4.655

8.012

5556.40

6.790

7.802

2263.00

3108.80

3.879

4.655

8.012

5640.50

6.790

8.369

2263.00

3113.70

3.879

4.655

8.012

5726.40

6.790

8.369

2263.00

3113.70

3.879

4.655

8.012

5785.20

6.790

9.019

2263.00

3119.10

3.879

4.655

8.012

5844.00

6.790

9.019

2263.00

3119.10

3.879

4.655

8.012

5917.50

6.790

9.747

2263.00

3125.10

3.879

4.655

8.012

5996.90

6.790

9.747

2263.00

3125.10

3.879

4.655

8.012

6079.80

6.790

10.74

2263.00

3133.10

3.879

4.655

8.012

6144.90

6.790

10.74

2263.00

3133.10

3.879

4.655

8.012

6210.00

6.790

11.54

2263.00

3139.50

3.879

4.655

8.012

6292.20

6.790

11.54

2263.00

3139.50

3.879

4.655

8.012

6381.90

6.790

11.54

2263.00

3139.50

3.879

4.655

8.012

6476.50

6.790

12.45

2263.00

3146.60

3.879

4.655

8.012

6525.80

6.790

12.45

2263.00

3146.60

3.879

4.655

8.012

6575.00

6.790

12.45

2263.00

3146.60

3.879

4.655

8.012

6645.10

6.790

13.47

2263.00

3154.50

3.879

4.655

8.012

6730.50

6.790

13.47

2263.00

3154.50

3.879

4.655

8.012

6821.30

6.790

14.62

2263.00

3163.30

3.879

4.655

8.012

6880.70

6.790

14.62

2263.00

3163.30

3.879

4.655

8.012

6940.00

6.790

15.43

2263.00

3169.50

3.879

4.655

8.012

7020.60

6.790

15.43

2263.00

3169.50

3.879

4.655

8.012

7110.50

6.790

16.68

2263.00

3178.90

3.879

4.655

8.012

7305.00

6.790

16.68

2263.00

3178.90

3.879

4.655

8.012


16




17

Skenario 3 P sink 1900 psia Time (days)



Pwh (psia)

Pwf (psia)




0.00

19.50

0

1974.9

2741.3

3.644

4.373

7.262

417.85

19.50

0

1974.9

2741.3

3.644

4.373

7.262

442.22

14.18

1.238

2079.4

2840.0

3.733

4.480

7.543

628.99

14.18

1.238

2079.4

2840.0

3.733

4.480

7.543

652.70

11.27

9.798

2095.1

2923.8

3.745

4.495

7.582

676.36

11.27

8.808

2095.0

2916.2

3.745

4.494

7.582

699.58

11.27

8.808

2095.0

2916.2

3.745

4.494

7.582

715.29

11.27

9.377

2095.1

2920.6

3.745

4.495

7.582

731.00

11.27

9.377

2095.1

2920.6

3.745

4.495

7.582

751.54

11.27

10.16

2095.1

2926.6

3.745

4.495

7.582

774.55

11.27

10.84

2095.1

2931.6

3.745

4.495

7.582

799.23

11.27

11.64

2095.1

2937.3

3.745

4.495

7.582

825.20

11.27

12.54

2095.1

2943.6

3.745

4.495

7.582

851.50

11.27

13.5

2095.2

2950.0

3.746

4.495

7.582

879.60

11.27

14.24

2095.2

2954.9

3.746

4.495

7.582

908.68

11.27

15.12

2095.2

2960.6

3.746

4.495

7.582

936.66

11.27

16.27

2095.2

2967.9

3.746

4.495

7.582

965.83

11.27

17.64

2095.3

2976.3

3.746

4.495

7.582

994.88

11.27

19.04

2095.3

2984.7

3.746

4.495

7.582

1023.10

11.27

20.34

2095.3

2992.3

3.746

4.495

7.582

1052.40

11.27

20.34

2095.3

2992.3

3.746

4.495

7.582

1074.20

11.27

22.28

2095.4

3003.3

3.746

4.495

7.583

1124.20

11.27

22.28

2095.4

3003.3

3.746

4.495

7.583

1155.30

10.81

24.64

2098.4

3015.9

3.748

4.498

7.590

1216.50

10.81

24.64

2098.4

3015.9

3.748

4.498

7.590

1249.10

10.38

26.05

2101.4

3024.2

3.752

4.503

7.604

1280.00

10.38

26.05

2101.4

3024.2

3.752

4.503

7.604

1310.30

10.38

27.49

2101.4

3031.9

3.752

4.503

7.604

1461.00

10.38

27.49

2101.4

3031.9

3.752

4.503

7.604

1493.60

9.95

29.18

2104.6

3042.7

3.755

4.506

7.612

1744.90

9.95

29.18

2104.6

3042.7

3.755

4.506

7.612

1785.00

7.66

24.91

2150.0

3079.4

3.792

4.550

7.731

1806.00

7.66

23.35

2150.0

3069.3

3.792

4.550

7.731

1827.00

7.67

21.87

2150.0

3059.8

3.792

4.550

7.731

1856.40

7.67

20.54

2150.0

3051.1

3.792

4.550

7.731

1892.90

7.66

19.06

2150.0

3041.3

3.792

4.550

7.731

1934.50

7.67

17.45

2150.0

3030.5

3.792

4.550

7.731


18

Time (days)



Pwh (psia)

Pwf (psia)




1976.70

7.67

16.13

2150.0

3021.5

3.792

4.550

7.731

2019.40

7.66

15.06

2150.0

3014.2

3.792

4.550

7.731

2065.80

7.66

14.31

2150.0

3009.0

3.792

4.550

7.731

2112.50

7.66

14.31

2150.0

3009.0

3.792

4.550

7.731

2152.20

7.66

13.09

2150.0

3000.4

3.792

4.550

7.731

2192.00

7.66

13.09

2150.0

3000.4

3.792

4.550

7.731

2237.90

7.67

11.92

2150.0

2991.9

3.792

4.550

7.731

2287.80

7.67

11.92

2150.0

2991.9

3.792

4.550

7.731

2337.10

7.66

11.07

2150.0

2985.6

3.792

4.550

7.731

2439.00

7.66

11.07

2150.0

2985.6

3.792

4.550

7.731

2491.00

7.67

10.42

2150.0

2980.8

3.792

4.550

7.731

2922.00

7.67

10.42

2150.0

2980.8

3.792

4.550

7.731

2976.50

7.66

11.12

2150.0

2986.0

3.792

4.550

7.731

3288.00

7.66

11.83

2150.0

2991.2

3.792

4.550

7.731

3337.90

7.67

12.63

2150.0

2997.0

3.792

4.550

7.731

3459.60

7.67

12.63

2150.0

2997.0

3.792

4.550

7.731

3527.50

7.66

13.58

2150.0

3003.9

3.792

4.550

7.731

3700.70

7.66

13.58

2150.0

3003.9

3.792

4.550

7.731

3759.40

7.67

14.48

2150.0

3010.2

3.792

4.550

7.731

3823.80

7.67

14.48

2150.0

3010.2

3.792

4.550

7.731

3889.60

7.67

15.61

2150.0

3018.0

3.792

4.550

7.731

3953.80

7.67

15.61

2150.0

3018.0

3.792

4.550

7.731

4018.00

7.66

16.84

2150.0

3026.4

3.792

4.550

7.731

4086.90

7.66

16.84

2150.0

3026.4

3.792

4.550

7.731

4156.80

7.67

18.26

2150.0

3036.0

3.792

4.550

7.731

4226.20

7.67

18.26

2150.0

3036.0

3.792

4.550

7.731

4296.10

7.66

19.41

2150.0

3043.6

3.792

4.550

7.731

4445.00

7.66

19.41

2150.0

3043.6

3.792

4.550

7.731

4514.30

7.66

20.76

2150.0

3052.5

3.792

4.550

7.731

4587.20

7.66

20.76

2150.0

3052.5

3.792

4.550

7.731

4661.60

7.66

22.27

2150.0

3062.3

3.792

4.550

7.731

4812.20

7.66

23.99

2150.0

3073.5

3.792

4.550

7.731

4884.50

7.66

23.99

2150.0

3073.5

3.792

4.550

7.731

4957.20

7.66

26.04

2150.0

3086.7

3.792

4.550

7.731

5029.90

7.66

26.04

2150.0

3086.7

3.792

4.550

7.731

5072.00

7.66

27.54

2150.0

3096.3

3.792

4.550

7.731

5175.10

7.66

27.54

2150.0

3096.3

3.792

4.550

7.731

5243.70

7.66

29.41

2150.0

3108.2

3.792

4.550

7.731

5314.70

7.66

29.41

2150.0

3108.2

3.792

4.550

7.731


19

Time (days)



Pwh (psia)

Pwf (psia)




5388.50

7.66

32.24

2150.0

3126.3

3.792

4.550

7.731

5433.70

7.66

32.24

2150.0

3126.3

3.792

4.550

7.731

5479.00

7.66

34

2150.1

3137.5

3.792

4.550

7.731

5545.80

7.33

32.13

2150.0

3131.0

3.792

4.550

7.731

6079.50

7.33

32.13

2150.0

3131.0

3.792

4.550

7.731

6144.80

7.33

34.06

2150.0

3144.3

3.792

4.550

7.731

6210.00

7.02

31.93

2150.0

3137.0

3.792

4.550

7.731

6817.70

7.02

31.93

2150.0

3137.0

3.792

4.550

7.731

6878.80

7.02

33.95

2150.0

3152.2

3.792

4.550

7.731

7191.50

7.02

36.15

2150.0

3169.2

3.792

4.550

7.731

7248.30

6.70

34.08

2150.0

3166.8

3.792

4.550

7.731

7305.00

6.70

34.08

2150.0

3166.8

3.792

4.550

7.731



20


Grafik kinerja reservoir yang diperoleh dari hasil run ECLIPSE

Skenario 1


21

Skenario 2

Skenario 3


22

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

Recommend Documents