PERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT · PDF fileArtificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan ... gas yang terproduksi seolah ... karena

Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 1

PERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT LANGSUNG DARI

SUMUR GAS Oleh:

Enos Eben Ezer*

Dr. Ir. Pudjo Sukarno*

Sari

Artificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan

menghantarkan fluida tanpa mengubah sifat fisik dari fluida tersebut. Salah satu metode artificial lift adalah dengan

menggunakan Gas Lift. Gas Lift adalah injeksi gas pada sumur minyak dengan tujuan untuk menurunkan gradien

tekanan yang dibutuhkan untuk mengangkat fluida sampai ke permukaan.

Metode yang dilakukan untuk optimasi gas lift salah satunya adalah metode injeksi langsung dari sumur gas.

Pada metode ini, gas hasil produksi sumur gas langsung diinjeksikan ke sumur minyak. Berbeda dengan biasanya

disimpan dulu di separator gas. Untuk Optimasi yang dilakukan dimulai dari pembuatan model reservoir, kemudian

membuat dua model sumur yang masing-masing digunakan untuk memproduksikan gas dan minyak. Optimasi ini

akan dilakukan selama 20 tahun untuk mencapai perolehan minyak yang maksimum.

Skenario pengembangan dilakukan dengan melakukan produksi secara natural terlebih dahulu pada target laju

produksi tertentu. Ketika terjadi penurunan laju produksi, maka akan dilakukan analisis guna menentukan besarnya

laju injeksi gas yang dibutuhkan dengan membuat kurva performa gas lift atau yang lebih dikenal dengan GLPC.

Laju Injeksi gas tersebut memperhatikan kondisi GOR (Gas Oil Ratio), productivity index dan juga tekanan

reservoir dari sumur minyak sehingga dapat dinilai layak tidaknya sumur diinjeksikan gas. Setelah itu dilakukan uji

sensitivitas laju produksi gas dari sumur gas, guna mengetahui besarnya potensi gas yang bisa diinjeksikan selama

jangka waktu tertentu.

Kata kunci: Productivity Index, Gas Lift Performance Curve, Laju produksi sumur gas

Abstract

Artificial Lift method is used to lift the fluid without changing its physics properties. One of its method is

Gas Lift Method. Gas Lift principle is injecting gas to oil well with purpose to reduce the pressure Gradient that

needed to lifting the fluid up to the surface.

Ones of the gas lift Optimization is Direct Injection Gas Lift from gas well to gas lift well. At this methid,

the gas that produced by gas well, is directly injected to oil well. Different than usually type that the gas was saved

at gas separator. Its Optimization is begun with create the reservoir model, then make two well model which is used

to produce gas and another one to produce oil. This Optimization will held for 20 years to reach the maximum oil

recovery.

Development Scenario is started by producing with natural flow at a certain rate of production. Then, when

decline rate of production rate occurred, an analyse will be made to determine the number of gas injection rate that

will be needed by making gas lift performance curve (GLPC). Determining injection gas rate, need concern about

GOR, productivity index and static pressure from Oil Well to know if the well is proper to be injected by gas. After

that, sensitivity test about production gas rate from gas rate will be done to know the gas potentioont that san be

injected for a certain period time.

Keyword: Productivity Index , Gas Lift Performance Curve, Producing gas flow rate

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

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


I. PENDAHULUAN

Industri Migas adalah salah satu industri yang

menyokong stabilitas sumber daya energi di dunia

ini. Berbagai cara dilakukan untuk mempertahankan

ataupun meningkatkan perolehan minyak, dengan

menggunakan metode Artificial Lift. Artificial Lift

adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan

untuk membantu kemampuan untuk menghantarkan

fluida tanpa mengubah sifat fisik dari fluida tersebut.

Salah satunya adalah gas lift yaitu penginjeksian gas

ke dalam sumur minyak tersebut nantinya akan

mengubah gradient tekanan yang dibuthkan untuk

mengalirkan minyak sampai ke permukaan.

Hanya saja, untuk melakukan injeksi gas lift

diperlukan peralatan di permukaan yang cukup

banyak. Kadangkala untuk penyediaan fasilitas

tersebut akan memakan biaya yang cukup besar.

Sehingga dikembangkanlah metode direct Injection

Gas. Direct Injection gas lift atau injeksi gas

langsung dilakukan dengan tujuan untuk

memudahkan proses injeksi. Hal ini dikarenakan

metode ini tidak membutuhkan peralatan permukaan

seperti pipa flowline yang cukup panjang ataupun

separator gas yang digunakan untuk menyimpan gas

itu terlebih dahulu.

Untuk itu,dalam topik tugas akhir ini, akan dilakukan

simulasi permodelan untuk mengetahui keefektifan

dari metode ini dari segi peningkatan perolehan

minyak. Rencana pengembangan simulasi dilakukan

dengan memasang dua sumur dalam satu reservoir.

Reservoir ini terdiri dari dua zona, yaitu zona gas dan

zona minyak di bawahnya. Di antara dua lapisan

tersebut terdapat zona impermeabel sehingga tidak

terjadi komunikasi antara kedua zona tersebut.

II. TUJUAN

1. Membuat Model integrasi untuk sistem

sumur gas lift dengan injeksi langsung dari

sumur gas.

2. Merancang instalasi sumur gas lift

berdasarkan pada kemampuan produksi

sumur gas.

3. Memperkirakan laju produksi sumur minyak

berdasarkan pada potensi sumur gas yang

tersedia.

III. DASAR PENGEMBANGAN INJEKSI GAS

LANGSUNG

Gas Lift merupakan salah satu metode artificial lift

yang dilakukan dengan cara menginjeksikan gas yang

masuk ke dalam tubing sumur melalui annulus antara

tubing dan casing. Gas yang terinjeksi tersebut akan

membantu produksi minyak dengan cara membentuk

slug yang akan membantu mendorong fluida ke

permukaan ataupun terlarut dalam minyak tersebut

sehingga akan menurunkan densitas fluida sehingga

mengurangi tekanan yang dibutuhkan untuk

mengangkat minyak. Gas tersebut akan masuk

melalui valve atau mandrel setelah dilakukan proses

unloading terlebih dahulu.

Sumber gas injeksi tersebut bisa berasal dari

kandungan gas yang terdapat di dalam reservoir

ataupun berasal dari lapangan lain. Pada dasarnya

direct injection gas lift mirip dengan sistem gas lft

biasa. Hanya saja pada metode ini, gas yang ada tidak

dikirmkan ke separator namun langsung diinejksikan

ke sumur minyak

Untuk kasus injeksi langsung, akan menggunakan

teknik injeksi gas secara terus menerus (continous

gas lift). Kriteria pemilihan metode tersebut

dilakukan berdasarkan productivity index dari sumur

tersebut yaitu sumur dengan PI tinggi (>0.5

stb/day/psi) menggunakan continous gas lift.

Banyaknya gas yang diinjeksikan tergantung dari

ketersediaan gas yang ada di lapangan tersebut.

Namun besar injeksi gas yang dibutuhkan bisa

diperhitungkan dengan menggunakan nodal sytem

anlysis.

Nodal analisis adalah membuat suatu analisis antara

laju produksi dengan tekanan reservoir. Pada nodal

analisis tersebut membuat perbandingan antara IPR

(Inflow performance Curve) dan TPR (Tubing

Performance Curve). IPR adalah kemampuan

mengalirkan fluida dari reservoir ke tubing.

Sedangkan TPR (Tubing Performance Curve)

kemampuan mengalirkan fluida adalah dari tubing

sampai ke permukaan. Ketika dilakukan

penginjeksian gas, maka terjadi penurunan besar

gradien tekanan yang dibuthkan untuk mengangkat

fluida. Karena itu dilakukan analasis TPR dengan

injeksi gas yang berbeda-beda GOR (Gas Oil Ratio)

sehingga didapatkan pertemuan IPR TPR yang paling

optimum. Berikut adalah grafik nodal analisis:


Gambar 3.1 Grafik Nodal Analysis

Setelah didapatkan grafik nodal analisis, barulah

dibuat Grafik Gas Lift performance curve (GLPC) .

Grafik GLPC adalah grafik antara laju produksi

minyak dengan laju injeksi gas. Grafik ini digunakan

untuk mengetahui laju poduksi injeksi optimum yang

dibutuhkan untuk menginjeksi gas lift. Berikut adalah

grafik GLPC:

Gambar 3.2 Grafik GLPC

IV. METODOLOGI

4.1 Model Secara Umum

Simulasi permodelan ini membuat rekaan model

reservoir dan model fasilitas permukaan. Model

Reservoir yang dibuat berbentuk balok sederhana

dengan tebal reservoir 120 ft. Model tersebut terdiri

atas tiga zona yaitu zona gas, zona impermeabel dan

juga zona minyak. Sedangkan model fasilitas

permukaan adalah berupa 2 sumur, Sumur G1

digunakan untuk memproduksi gas dari reservoir gas.

Sedangkan sumur P1 digunakan untuk memproduksi

minyak pada reservoir minyak. Saat sumur P1

mengalami penurunan produksi, maka akan

dilakukan penginjeksian gas (gas lift) yang

bersumber langsung dari sumur G1. Sehingga akan

didapat produksi minyak yang optimum untuk jangka

waktu yang cukup lama (20 tahun).Yang menjadi

faktor perhitungan adalah ketersediaan gas yang ada

dari sumur G1 untuk injeksi.Sehingga nantinya akan

menentukan jumlah gas yang diinjeksi. Hanya saja

sumur G1 belum diproduksikan selama sumur P1

belum membutuhkan gas untuk injeksi gas lift.

4.2 Model Reservoir

Model yang digunakan ini dibuat menggunakan

simulasi Petrel. Model berbentuk balok sederhana

dengan ukuran sumbu x=2000 ft, sumbu y=2000 ft

dan sumbu z= 120 ft. Bagian Top Reservoir terletak

pada kedalaman 5000 ft dari permukaan. Reservoir

gas terletak pada kedalaman 5000-5060 ft. Bagian

impermeable terdapat pada kedalaman 5060-5070 ft.

Sedangkan reservoir minyak terletak pada kedalaman

5070-5120 ft. berikut adalah gambar penampang dari

model yang dibuat:

Gambar 4.2.1 Model reservoir dengan posoritas

heterogen

Reservoir ini merupakan reservoir yang sifatnya

heterogen dengan variasi dari harga porositas dan

permeabilitasnya di tiap grid reservoir.

Keheterogenan dari reservoir ini menggunakan

persamaan porositas dan permeabilitas yang diambil

dari paper Nelson.


Gambar 4.2.3 Grafik persebaran permeabilitas

terhadap porositas untuk batuan sandstone5

Grafik persamaan porositas permeabilitas di atas

adalah grafik untuk persamaan permeabilitaws pada

batuan sandstone.dari grafik tersebut dibuat suatu

persamaan regresi linear untuk medapatkan

persamaan antara porositas dengan permeabilitas,

persamaan yang didapat adalah sebagai berikut:

k_i=0.003*exp((49.05*Φ))

dimana

K_i=permeabilitas arah sumbu x dan y

Sedangkan untuk nilai k arah sumbu z diasumsikan

sebesar 1/10 dari nilai k_i.Nilai porositas reserervoir

berkisar dari 0.1-0.35. Sehingga nilai

permeabilitasnya berkisar dari 1-388 md untuk arah

sumbu i,j. dan Sekitar 0.1-38,8 md.

Tabel 4.2.1 Properti fisik reservoir unit model

No. Properti Harga Satuan

1 Kedalaman res.

Minyak

5120 Ft

2 Tekanan reservoir

minyak

2219 Psi

3 Kedalaman res.gas 5060 Ft

4 Tekanan res. Gas 2210 Psi

5 Temperatur

reservoir

170.33 °F

6 Tebal formasi res.

Minyak

50 Ft

7 Tebal formasi res.

Minyak

60 Ft

8 Porositas 0.1-0.35 -

9 Permeabilitas 1-388 mD

Properti fluida untuk reservoir adalah light oil+gas

dengan API=45˚ dan P bubble= 2219 psi. Sedangkan

property gas dari fluida memiliki specific gravity,

=0.6636 sg udara atau sekitar 0.050673 lbm\ft3.

Gradien tekanan diasumsikan sebesar 0.433 psi/ft.

Sehingga P reservoir di bottom reservoir sebesar 2219

psi. Tipe batuan yang digunakan adalah batuan

consolidated sandstone.

Sedangkan untuk Kurva fungsi saturasi yang

dihasilkan sebagai berikut:

Gambar 4.2.2 Grafik Fungsi Saturasi oil dan gas

Dari grafik tersebut diketahui bahwa wettability dari

batuan tersebut adalah oil wet.

Tabel 4.2.2 Harga parameter fluida

Parameter Harga Satuan

Gravity 45 API

Pb 2219 Psi

SGgas 0.6636 -

-0.1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.5 1

krg

ata

u k

ro

Sg

Krg

kro


4.3 Model fasilitas Permukaan

Setelah model reservoir dibuat, maka

dilakukan simulasi di ECLIPSE. Berdasarkan hasil

simulasi di Eclipse didapat, bahwa FOIP di reservoir

minyak sebesar 3429447.5 STB. Sedangkan pada

reservoir gas didapat nilai FGIP sebesar 6725076

MSCF.

Berikut adalah scheduling sumur yang

dilakukan:

Tabel 4.3.1 Schedulling Sumur

Well P1 G1

Location I:30 I:10

J:10 J:10

K:25-40 K:1-20

Datum Depth

(ft)

5070 5060

Wellbore ID

(in)

7 7

Fluid Laju

poduksi

(STB/D) or

(MSCF/D)

300 1500

BHP Target

(psi)

500 -

Rencana pengembangan sumur dilakukan

selama 20 tahun dari bulan Januari 2010-Januari

2020.Berikut adalah gambar penampang posisi

sumur:

Gambar 4.3.1 Letak sumur berdasarkan grid di

Eclipse

Setelah dilakukan peletakan sumur, maka

dibuatlah model fasilitas permukaan dengan

menggunakan software PIPESIM. Software

PIPESIM akan menggeneralisasi simulasi produksi

dari reservoir (Eclipse) sampai ke permukaan. Hanya

saja software ini hanya akan dapat melakukan untuk

satu waktu tertentu. Model yang dibuat membentuk

jaringan yang menerangkan kondisi faslitas

permukaan sumur sampai ke separator.

Dari sumur P1 dialirkan ke wellhead lalu sampai ke

separator Sink_1.Sedangkan dari Sumur G1 dialirkan

ke wellhead sampai ke separator Sink_3

Gambar 4.3.2 Konfigurasi peralatan permukaan

Pada model ini,seharusnya dari wellhead di

sumur G1 langsung dihubungkan ke sumur P1, yang

nantinya gas yang diproduksikan akan langsung

dialirkan ke sumur P1 sebagai injeksi gas lift. Hanya

saja, karena adanya keterbatasan software PIPESIM,

yang belum bisa untuk melakukan hal tersebut, maka

gas yang terproduksi seolah-olah diinjeksikan ke

sumur P1. Hal ini dilakukan dengan cara

menginjeksikan gas ke sumur P1 sesuai dengan

property fluida dari gas yang diproduksikan oleh G1

dan juga ketersediaan yang terproduksikan oleh

sumur tersebut. Diharapkan ke depannya akan

didapatkan cara untuk menginjeksikan langsung dari

sumur ke sumur.

Berikut adalah properti dari fasilitas tiap

sumur dari wellbore sampai ke permukaan:

Gambar 4.3.3 Gambar perlengkapan sumur


Pada awal produksi, karakteristik reservoir pada

sumur P1 adalah sebagai berikut:

Tabel 4.3.2

Static P (Psi) 2219

Temperatur (°F) 160

Well PI (STB/Psi.Day) 2.25

Sedangkan untuk sumur G1 adalah sebagai berikut:

Gambar 4.3.4 skema flowline

Sedangkan dari Tubing sampai flowline B1 memiliki

properti sebagai berikut:

Tabel 4.3.3 Tabel data konfigurasi fasilitas

permukaan

Ambient T Tubing (°F) 80

Tubing ID (in) 3.5

Flowline B2 ID (in) 4

Jarak horisontal B2 (ft) 10

Ambient T B2 (°F) 80










4.4 Integrasi Model

Model reservoir dan model fasilitas permukaan sudah

dibuat. Setelah itulah baru dilakukan integrasi model

yang akan menghubungkan reservoir dengan fasilitas

permukaan dengan menggunakan FPT (Field

Planning Tool). Software ini akan melakukan

produksi dari dari dasar sumur hingga ke separator

sesuai dengan desain yang ada.

4.5 Skenario Produksi dan Injeksi

Skenario yang dilakukan awalnya adalah melakukan

pemilihan lokasi sumur minyak yang cocok untuk

diproduksi dan juga sumur gas. Sumur gas yang ada

nantinya dilakukan pemilihan besar laju produksi

untuk mengetahui ketersediaan laju produksi yang

bisa dipakai untuk injeksi ke sumur minyak.

Sumur diproduksikan Sejak tanggal 1 Januari 2010

hingga 1 Januari 2030. Pada awal produksi, sumur

minyak akan diproduksikan terlebih dahulu dengan

laju poduksi produksi sebesar 300 STB/D. Setelah

diproduksi, nantinya sumur akan mengalami

penurunan produksi akibat penurunan tekanan. Pada

saat itulah akan dilakukan injeksi langsung dari

sumur gas yang ada. Sehingga sumur gas baru akan

dibuka pada saat itu juga. Injeksi gas yang dilakukan

berdasarkan kemampuan sumur gas yang ada.

V. HASIL DAN ANALISA DATA

Awalnya pada lapangan tersebut hanya membuka

sumur P1 saja untuk mengetahui kinerja produksi

secara alamiah dari sumur tersebut. Sumur diproduksi

dengan laju produksi 300 STB/D seperti yang sudah

disebutkan sebelumnya. Gambar 4.1 adalah profile

produksi secara alamiah hasil simulasi ECLIPSE :

Gambar 4.1 Grafik produksi sumur P1 dari ECLIPSE

Hanya saja saat disambungkan dengan fasilitas

permukaan menggunakan Software FPT, terjadi

penurunan produksi yang cukup drastis seperti

ditunjukkan pada gambar 4.2.

Dari gambar terlihat bahwa pada kondisi produksi

alamiah, sumur hanya bertahan pada kondisi laju

produksi minyak sebesar 300 STB/D sampai hari ke

151. Lalu laju produksi sumur turun langsung

menjadi 90 STB/D pada hari selanjutnya. Jika

dihitung hasil perolehannya, diperoleh minyak

kumulatif yang didapat adalah 215100 STB, atau

recovery factor sebesar 6,2 %.

Untuk meningkatkan recovery factor, maka

selanjutnya akan dilakukan dilakukan operasi gas lift.

Penginjeksian dilakukan pada saat laju produksi


minyak turun dari 300 STB/D, yaitu pada hari ke

151.

Untuk melakukan injeksi gas lift perlu

memperhatikan beberapa faktor, yaitu gas oil ratio

(GOR), productivity index dan tekanan

reservoir.Ketiga faktor tersebut diperhatikan pada

hari akan melakukan gas lift. Dari hasil simulasi di

fpt didapat hasil yang ditampilkan pada Gambar 4.2-

4.5.

Dari Grafik tersebut, pada hari ke 151 didapat nilai

GOR 676 SCF/STB,PI 0.66 STB/Psi.Day, Static

Pressure 1958 Psi.Data tersebut selanjutnya akan

digunakan untuk membuat kurva Gas Lift

Performance Curve (GLPC).

Kurva GLPC dibuat dengan menggunakan software

PIPESIM dengan menggunakan 3 input data yang

telah disebutkan sebelumnya.Berikut adalah grafik

GLPC yang diperoleh:

Gambar 4.6 Grafik GLPC injeksi pertama

Grafik tersebut adalah grafik GLPC yang menpilkan

antara Qliuid dengan Qinjeksi gas. Dari grafik

tersebut, diketahui bahwa Qoptimum untuk injeksi

sebesar 8 MMSCF/D.

Setelah diketahui jumlah gas yang dibutuhkan, maka

dilakukan perhitungan potensi produksi sumur gas.

Pada langkah pertama, dilakukan perubahan

sensitivity dari laju produksi sumur gas sehingga

diketahui potensi produksi gas yang akan digunakan

untuk injeksi gas lift. Untuk itu, dilakukan

pemilihan sensitivity laju produksi gas untuk

mencapai laju produksi yang mampu bertahan dalam

jangka waktu cukup panjang, yaitu 1, 1.5, dan 2

MMSCF/D. Gambar 4.7-4.9 menunjukkan grafik

produksi sumur G1:

Gambar 4.7 Hasil produksi sumur gas pada laju

poduksi 1 MMSCF/D

Gambar 4.8 Grafik produksi sumur gas pada laju

poduksi 1. 5 MMSCF/D

Gambar 4.9 Hasil produksi sumur gas pada laju

poduksi 2 MMSCF/D

Dari ketiga grafik tersebut, untuk laju poduksi 1

MMSCF/D bertahan sampai hari ke 3000.Sedangkan

untuk laju poduksi 1.5 MMSCF/D bertahan sampai

hari ke 2251. Sedangkan untuk laju poduksi 2


MMSCF/D bertahan sampai sekitar hari ke 1800.

Maka dapat diambil analisa bahwa laju poduksi gas

yang optimum adalah laju poduksi 1.5 MMSCF/D

dan juga 2MMSCF/D. Karena memiliki potensi

produksi gas yang paling banyak dibandingkan

1MMSCF/D.

Maka selanjutnya dilakukan injeksi gas lift pada

sumur P1, dengan laju gas injeksi sebesar 1.5

MMSCF/D semenjak hari ke 151.

Setelah dilakukan penginjeksian, maka diperoleh data

hasil simulasi sebagai berikut (Gambar 4.10-4.12):

Laju produksi minyak 300 STB/D tersebut menjadi

bertahan hingga hari ke 943. Pada hari ke 943, nilai

GOR sebesar 560.8 SCF/STB , PI sebesar 0.462

(STB/Psi.d) dan Tekanan reservoir sebesar 1507 psi.

Dengan injeksi gas yang pertama, maka diperoleh

peningkatan kumulatif minyak menjadi 0.9889

MMSTB hingga tahun ke 20, atau recovery factornya

menjadi 28,8%.

Kondisi PI yang sudah di bawah 0.5 sebenarnya

sudah tidak mendukung untuk melakukan injeksi gas

lift lagi. Namun untuk membuktikan hal tersebut ,

akan dilakukan simulasi injeksi untuk

mempertahankan laju produksi sebesar 300 STB/D.

Untuk itu dilakukan injeksi gas lift lagi dengan laju

poduksi yang sama 1.5 MMSCF/D hanya saja dengan

desain valve yang berbeda.

Berikut adalah Grafik GLPC kondisi reservoir di hari

ke 943, yaitu dengan tekanan reservoir 1507psi.

Gambar 4.13 Grafik GLPC untuk P reservoir=1507

Psi

Maka nilai laju poduksi injeksi yang optimum adalah

sebesar 2.993 MMSCF/D. Kembali ke ketersediaan

gas yang diproduksikan maka yang digunakan adalah

injeksi gas sebesar gas 1.5 MMSCF/ D.

Setelah dilakukan simulasi injeksi maka diperoleh

hasil sebagai gambar berikut (Gambar 4.14):

Dari grafik di atas didapatkan bahwa injeksi gas 1.5

sudah tidak mampu mempertahankan laju poduksi

sebesar 300 STB/D lagi untuk waktu yang lebih

lama. Laju poduksi 300 hanya dapat bertahan hingga

hari ke 943 saja. Hal ini dikarenakan nilai PI yang

sudah kecil (<0.5) sehingga kemampuan sumur sudah

tidak bisa memproduksi tahan sampai 300

STB/D.Namun injeksi gas ini cukup bermanfaat

karena mampu mempertahankan laju produksi sumur

dengan nilai cukup tinggi. Dari sini disimpulkan

bahwa injeksi gas lift sebesar 1.5 MMSCF/D mampu

meningkatkan recovery Factor menjadi 28.8 %.

Sekarang untuk skenario ke 2 diinjeksikan kembali

dari hari ke 151 dengan menggunakan laju poduksi 2

MMSCF/D

Berikut adalah hasil simulasinya (Gambar 4.15):

Dari hasil grafik di atas, terlihat bahwa grafik

yang diperoleh tidak jauh berbeda dengan injeksi gas

1.5 MMSCF/D. Untuk laju produksi 300 STB/D

hanya mampu bertahan hingga hari ke 1035. Lebih

lama bila dibandingkan dengan injeksi gas 1.5

MMSCF/D. Namun melihat untuk selanjutnya laju

produksi menunjukkan penurunan yang kurang lebih

sama dengan laju produksi 1.5 MMSCF/D. Dengan

laju poduksi tersebut, diperoleh kumulatif oil sebesar

0.9983 MMSTB. Sehingga diperoleh RF 29.1%.

Recovery Factor tersebut mengalami sedikit

peningkatan jika dibandingkan dengan injeksi 1.5

MMSCF/D, yaitu mengalami peningkatan 0.03 %.

Selanjutnya dilihat hasil data grafik GOR dan

productivity index sebagai berikut (Gambar 4.16 &

4.17):

Dari grafik tersebut, pada hari ke 1034, nilai

productivity index sudah turun mencapai 0.464 .

Mengingat seperti skenario injeksi 2 dengan injeksi

gas 1.5 MMSCF/D. Bila productivity index <0.5

maka injeksi gas lift sudah tidak efektif lagi sehingga

diputuskan untuk tidak melakukan injeksi ulang.

VI. KESIMPULAN

1. Permodelan secara terintegrasi dapat

dikembangkan yang dapat mewakili kondisi

lapangan.

2. Permodelan tersebut dapat digunakan untuk

merencanakan instalasi sumur gas lift sesuai

dengan ketersediaan potensi gas yang ada

dari sumur gas. Contohnya untuk kondisi

aliran alamiah, pada hari ke 151

65

75

85

0 5 10 15

Laju

Pro

du

ksi M

inya

k (S

TB/D

)

Laju injeksi Gas (MMSCF/D)


membutuhkan laju injeksi gas sebesar 8

MMSCF

3. Berdasarkan model, dapat diketahui profil

laju produksi minyak seseuai dengan

ketersediaan laju produksi gas dari sumur

gas.Contohnya untuk injeksi gas 1.5

MMSCF/D akan mempertahankan laju

produksi minyak 300 STB/D sampai hari ke

943. Sedangkan untuk injeksi gas 2

MMSCF/D akan mempertahankan laju

produksi minyak 300 STB/D sampai hari ke

1035.

VII. SARAN

1. Pengembangan model secara general yang

meliputi jumlah sumur gas yang lebih

banyak.

2. Dengan keterbatasan produksi sumur gas,

dapat dipertimbangkan juga metode rotative

gas lift untuk membantu ketersediaan

produksi gas.

DAFTAR ISTILAH

Φ = Porositas

K = permeabilitas (mD)

DAFTAR PUSTAKA

1. Schlumberger. Gas Lift Technology.

2. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide.

Schlumberger Information Solution.

3. Takacs, Gabor. Gas Lift Manual. PennWell

Corporation, 2005.

4. Guo, Buyon. Petroleum Production Engineering

: A Computer –Assisted Approach. Elsevier

Science & Technology Books. 2007.

5. Philip H. Nelson. Permeability-Porosity

Relationships in Sedimentary Rocks: U.S.

Geological Survey, Denver, Colorado


LAMPIRAN

Gambar 4.2 Grafik produksi sumur hasil Integrasi di FPT

Gambar 4.3 Grafik GOR kondisi alamiah

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Laju

Pro

du

ksi m

inya

k (S

TB/D

)

Waktu (hari)

590

600

610

620

630

640

650

660

670

680

690

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

GO

R (

SCF/

STB

)

Waktu (hari)


Gambar 4.4 Grafik PI untuk produksi alamiah

Gambar 4.5 Grafik Tekanan reservoir untuk produksi alamiah

0

0.5

1

1.5

2

2.5

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pro

du

ctiv

ity

Ind

ex

(STB

/PSI

.day

)

Waktu (hari)

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Teka

nan

Re

serv

oir

(P

si)

Waktu (hari)


Gambar 4.10 Grafik Laju produksi minyak untuk injeksi pertama sebesar gas 1.5 MMSCF/D

Gambar 4.11 Grafik GOR untuk injeksi pertama sebesar 1.5 MMSCF/D

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Laju

Pro

du

ksi m

inya

k (S

TB/D

)

Waktu (hari)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

GO

R (

SCF/

STB

)

Waktu (hari)


Gambar 4.12 Grafik Tekanan reservoir untuk injeksi pertama sebesar 1.5 MMSCF/D

Gambar 4.14 Grafik laju produksi minyak untuk injeksi ke 2

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Teka

nan

Re

serv

oir

(p

si)

Waktu (hari)

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Laju

Pro

du

ksi m

inya

k (S

TB/D

ay)

Waktu (hari)


Gambar 4.15 Grafik Laju Produksi sumur untuk laju injeksi Gas 2 MMSCF/D

Gambar 4.16 Grafik Gas Oil Ratio

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Laju

Pro

du

ksi M

inya

k (S

TB/D

ay)

Waktu (hari)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

GO

R (

SCF/

STB

)

Waktu (hari)


Gambar 4.17 Productivity Index

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0.5

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pro

du

ctiv

ity

Ind

ex

(STB

/psi

.day

)

Waktu (hari)

Documents

PERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT · PDF fileArtificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan ... gas yang terproduksi seolah ... karena