Upload
buikhue
View
229
Download
3
Embed Size (px)
Citation preview
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 1
Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi Oleh :
Gesa Endah Prastiti*
Dr.Ir. Pudjo Sukarno**
Sari
Seiring dengan diproduksikannya suatu sumur, maka performa sumur tersebut untuk dapat
memproduksikan fluida akan semakin menurun. Oleh karena itu dibutuhkan injeksi gas lift untuk memaksimalkan
produksi dari sumur tersebut. Dalam rotative gas lift , gas yang digunakan untuk injeksi merupakan gas dari
formasi yang terproduksi. Dengan rotative gas lift maka penggunaan gas yang terproduksi menjadi lebih efisien.
Metode perencanaan rotative gas lift mencakup pemilihan laju produksi awal, laju gas injeksi yang
dibutuhkan dan scheduling injeksi serta penyimpanan gas untuk injeksi. Optimasi dilakukan dari pembuatan
model reservoir, pemilihan letak sumur hingga pemodelan fasilitas permukaan dan produksi dilakukan selama 10
tahun. Selain itu tujuan yang ingin dicapai dalam tugas akhir ini ialah perencanaan injeksi gas sehingga bisa
didapatkan kumulatif produksi sebesar-besarnya.
Karena produksi gas harian tidak mencukupi kebutuhan gas injeksi , maka skenario yang dikembangkan
ialah menyimpan sejumlah gas dari gas yang terproduksi terlebih dahulu. Injeksi gas dilakukan secara bertahap
pada 4 sumur mempertimbangkan laju produksi minyak dari suatu sumur. Setelah itu optimasi yang dilakukan
setiap jangka waktu setahun untuk mendapatkan laju gas injeksi yang optimum terhadap laju produksi minyak.
.
Kata kunci : Rotative gas lift , optimasi gas lift, scheduling injeksi
Abstract
By the time well produce, the performance of well to produce the fluid will be decrease. Therefore, gas
lift injection is needed to maximize the production from the wells. In rotative gas lift, produced gas from
reserveoir will be reinjection to the well . By using rotative gas lift, used of produced gas from reservoir will be
more efficient.
Rotative gas lift planning methods includes the selection of initial production rate, gas injection rate
required , the scheduling of injection and gas storage for injection. The optimization done by reservoir modeling,
select the best location of wells, surface facilities modeling and production optimization for 10 years. In addition,
the goals in this final project is plan the gas injection, so the maximum cummulative oil production can be
reached.
Because the daily gas production rate is not sufficient for gas injection, the scenario that developed by the
writer is storing the gas production first. Gas injection applied for 4 well gardually, considering the oil production
rate of each wells. Optimization also evaluated every year to determine the appropriate gas injection rate to get
optimum oil production rate.
Keywords: Rotative gas lift , gas lift optimization, gas injection scheduling
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
**) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 2
I. PENDAHULUAN
Seiring dengan diproduksikannya suatu
sumur, performa sumur untuk mengangkat fluida ke
permukaan akan semakin menurun. Hal ini
disebabkan antara lain karena penurunan tekanan
reservoir dan densitas fluida yang harus diangkat
terlalu besar. Ketika tekanan reservoir terlalu kecil
bagi sumur, atau laju produksi yang diinginkan
terlalu besar dibandingkan tekanan reservoir yang
ada, sumur tidak dapat mengalir secara natural1.
Untuk meningkatkan kinerja sumur tersebut,
dibutuhkan artificial lift untuk meningkatkan
performa sumur mengalirkan fluida ke permukaan.
Salah satunya ialah dengan metode Gas Lift.
Salah satu pertimbangan utama dalam
injeksi gas lift ialah jumlah gas yang tersedia. Dalam
tugas akhir ini gas yang diinjeksikan seluruhnya
berasal dari total produksi gas lapangan tersebut,
yang disebut dengan closed rotative gas lift system.
Dalam rotative gas lift system, gas bertekanan rendah
yang terproduksi akan dialirkan ke kompresor.
Keluaran dari kompresor yang berupa gas bertekanan
tinggi akan kembali diinjeksikan ke dalam sumur
untuk membantu pengangkatan fluida. Injeksi gas
secara kontinyu digunakan dalam closed rotative gas
lift system ini karena jumlah gas injeksi yang
dibutuhkan dan jumlah gas terproduksi yang akan
dialirkan ke kompresor konstan.
Dalam tugas akhir ini, injeksi akan
dilakukan secara bertahap pada 4 sumur dengan
mempertimbangkan jumlah kumulatif gas yang
terproduksi pada saat tertentu. Optimasi yang
dilakukan meliputi laju produksi fluida, scheduling,
dan laju injeksi gas. Dalam pembuatan model juga
dilakukan pemilihan posisi sumur dengan
mempertimbangkan parameter reservoir seperti
porositas dan saturasi. Pemilihan posisi sumur
dilakukan berdasarkan total produksi dan jangka
waktu sumur tersebut dapat mengalir secara natural.
Dengan model yang telah optimal tersebut, dilakukan
optimasi scheduling injeksi gas lift, dengan
mempertimbangkan batasan laju alir fluida yang
diinginkan dan economic limit rate minyak yang
terproduksi. Selain itu penentuan jumlah gas yang
akan diinjeksikan perlu dilakukan dengan teliti
sehingga dapat menghasilkan laju produksi minyak
yang optimum.
II. TUJUAN
1. Melakukan pemodelan perencanaan injeksi
gas lift secara terintegrasi sehingga diharapkan
dapat menggambarkan keadaan nyata di
lapangan.
2. Merancang rotative gas lift untuk
mengefisienkan gas yang dihasilkan
3. Meningkatkan faktor perolehan minyak
dengan optimasi injeksi gas lift.
III. SISTEM ROTATIVE GAS LIFT
Gas lift merupakan salah satu teknologi untuk
meningkatkan laju produksi minyak dari suatu sumur
dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke
dalam tubing melalui annulus antara tubing dan
casing. Gas injeksi akan masuk ke dalam tubing
melalui valve/ mandrels. Setelah memasuki tubing,
gas injeksi akan membantu proses produksi fluida
dengan 2 cara: (a) membentuk slug yang akan
membantu mengangkat fluida ke permukaan, atau (b)
gas injeksi akan terlarut dalam fluida dan
menurunkan densitas fluida, sehingga dapat lebih
mudah mengalir ke permukaan1.
Gas dapat diinjeksikan dengan dua cara,
yaitu dengan continous atau dengan intermittent gas
lift. Pada continous gas lift , gas diinjeksikan secara
terus menerus ke dalam sumur. Sedangkan pada
intermittent gas lift , sejumlah gas diinjeksikan dalam
selang waktu tertentu. Pemilihan cara injeksi gas
dilakukan berdasarkan kondisi sumur tersebut dan
jumlah gas injeksi yang tersedia. Kandidat sumur
untuk continous gas lift ialah sumur dengan
Productivity Index tinggi (> 0.5 stb/day/psi), laju
produksi lebih besar dari 100 stb/d, dan dengan
tekanan reservoir yang besar terhadap kedalaman4.
Gas yang digunakan untuk injeksi dapat
berasal dari reservoir itu sendiri atau mengalirkan
sejumlah pasokan gas dari luar. Disebut sebagai
closed rotative gas lift system jika seluruh gas injeksi
berasal dari produksi lapangan itu sendiri. Jika
jumlah gas produksi tidak memenuhi kebutuhan
injeksi,maka gas injeksi dapat ditambah dengan
pasokan gas dari luar, yang disebut dengan semi-
closed rotative gas lift system.
Pada tugas akhir ini, operasi gas lift di suatu
lapangan akan dilakukan dengan menggunakan
closed rotative gas lift system. Parameter terpenting
dalam injeksi dengan system ini ialah ketersediaan
gas bertekanan rendah yang dibutuhkan untuk dapat
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 3
membantu produksi fluida dari sumur yang terdapat
dalam lapangan tersebut. Gas bertekanan rendah yang
terproduksi di separator akan dialirkan ke suction
kompresor. Gas bertekanan tinggi keluaran dari
kompresor akan diinjeksikan kembali ke dalam
tubing.
Gambar 3.1Skema closed rotative gas lift system 3)
Dalam beberapa kasus, pada saat awal
produksi, dibutuhkan suplai gas tambahan dari luar
untuk mengoperasikan system. Gas dari luar tersebut
akan tersirkulasi dalam system sebagai penggerak
kompresor dan untuk menutupi kehilangan gas
karena kebocoran, dimana jumlahnya sangat kecil
sekali dibandingkan dengan jumlah gas injeksi yang
tersirkulasikan. Jika diperoleh kelebihan gas yang
terproduksi dapat dijual atau dimanfaatkan untuk
kebutuhan yang lain.
Banyaknya gas yang akan diinjeksikan
sangat bergantung pada jumlah gas kumulatif
lapangan pada saat itu. Selain itu laju gas injeksi juga
disesuaikan dengan laju produksi yang diinginkan
dan keadaan reservoir sumur tersebut pada saat itu,
seperti bottomhole pressure dan watercut. Untuk
menentukan laju gas injeksi yang dapat menghasilkan
laju produksi optimum, maka dilakukan nodal
analysis.
Nodal analysis adalah analisa system untuk
menentukan laju produksi dan tekanan pada suatu
nodal atau titik tertentu dalam system suatu sumur.
Dengan nodal analysis kita dapat menganalisa
kinerja sumur. Pada sumur dengan titik injeksi
didasar sumur, yang merupakan puncak lapisan
produktif, maka dapat dipilih titik nodal di titik
injeksi tersebut. Sehingga dapat dilihat performa
aliran dari reservoir ke titik injeksi dan aliran dari
titik injeksi ke permukaan.
Aliran dari reservoir digambarkan dalam
kurva IPR , yang menunjukkan pressure drop yang
dialami fluida dari reservoir ke dasar sumur.
Sedangkan tubing intake menunjukkan laju produksi
untuk setiap pressure drop aliran di dalam tubing.
Untuk reservoir dengan tekanan di atas bubble point,
kurva IPR direpresentasikan dengan persamaan
straight line IPR sebagai berikut :
……………………………….(3.1)
Untuk aliran 2 fasa gas dan minyak maka persamaan
kurva IPR direpresentasikan dengan persamaan
Vogel7.
…………..(3.2)
Sedangkan untuk aliran vertikal multi fasa digunakan
persamaan Hagedorn-Brown, yang ditunjukkan pada
persamaan 3.3:
…………………...(3.3)
Injeksi gas pada suatu sumur akan
meningkatkan GLR fluida yang mengalir dalam
tubing sehingga pressure drop aliran berkurang dan
fluida dapat lebih mudah mengalir ke permukaan.
Akan tetapi, jika aliran gas injeksi terlalu besar maka
dapat menghambat aliran fluida di dalam tubing.
Oleh karena itu, dalam Nodal analysis kita dapat
melihat bagaimana performa tubing intake dengan
berbagai nilai GLR seperti pada gambar 2.2.
Gambar 3.2 Contoh Nodal system analysis
Dari gambar 2.2 ditunjukkan bahwa GLR
semakin meningkat maka laju produksi akan semakin
meningkat, sesuai dengan perpotongan antara kurva
IPR dan tubing intake. Jika diplot antara laju
produksi dengan GLR atau Laju gas yang
diinjeksikan maka diperoleh kurva Gas Lift
Performance Curve (GLPC). Kurva GLPC
menggambarkan hubungan antara laju injeksi gas
dengan laju produksi yang dapat digunakan untuk
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 4
menentukan laju injeksi gas yang optimum yaitu titik
puncak pada grafik GLPC gambar 3.3.
Gambar 3.3 Contoh kurva GLPC
Akan tetapi, tidak selalu titik paling atas yang
paling efektif dan ekonomis untuk diterapkan dalam
suatu sumur. Kita perlu memperhatikan apakah
kenaikan laju gas injeksi yang kita berikan
berpengaruh secara signifikan terhadap kenaikan laju
produksi5. Hal ini juga mengacu pada jumlah gas
injkesi yang tersedia. Dimana dalam closed rotative
gas lift system harus sesuai dengan jumlah kumulatif
gas yang terproduksi pada saat itu.
IV. PENGEMBANGAN MODEL SISTEM
ROTATIVE GAS LIFT yang
TERINTEGRASI
Untuk melakukan simulasi system rotative gas
lift, pada tugas akhir ini dibuat model yang
mengintegrasikan model reservoir, model komplesi
sumur gas lift, dan fasilitas permukaan. Berikut ini
akan dibahas pengembangan dari masing-masing
model.
4.1 Model Reservoir
Model yang dikembangkan ialah model
reservoir heterogen berbentuk segi empat dengan
menggunakan software PETREL. Model berukuran
2000x2000 ft yang dibagi dalam 40x40 grid.
Reservoir tersebut berada pada kedalaman 4600 ft
dari permukaan dengan ketebalan 50 ft dan terbagi
atas 20 layer.
Model reservoir yang digunakan merupakan
reservoir heterogen, yang memiliki persebaran
porositas dan permeabilitas yang berbeda pada setiap
grid. Data porositas diambil dari data Lapangan X,
dimana penyebaran dilakukan dengan metode
geostatistik yang tersedia di software PETREL.
Harga porositas reservoir ini berkisar antara 0.024 –
0.3. Harga permeabilitas didapat dengan
menggunakan korelasi porositas-permeabilitas yang
berlaku di reservoir berikut. Dalam hal ini korelasi
yang digunakan berasal dari grafik Fuchtbaurer6
untuk formasi batupasir yang ditunjukkan pada
gambar 4. Perhitungan ini menghasilkan
permebilitas di setiap grid block yang berkisar antara
0.01 mD- 610 mD.
Gambar 4.1 Korelasi Fuchtbauer untuk tertiary
sandstone
Model reservoir merupakan consolidated
sandstone dan memiliki aquifer dibawahnya dengan
volume 10 kali volume reservoir yang mengikuti
persamaan Fetkovich. Fluida reservoir adalah Black
Oil dengan API 30. Berdasarkan dimensi model
reservoir diperoleh Initial Oil in Place keseluruhan
reservoir ini ialah 5,088 MMSTB.
Tabel 4.1 Properti fisik reservoir unit model
No. Properti Harga Satuan
1 Kedalaman 4600-4650 ft
2 Tekanan reservoir 2009.6 @ 4650ft psi
3 Temp. reservoir 170 °F
4 Tebal formasi 50 ft
5 Permeabilitas 0.01-600 mD
6 Porositas 0.024-0.3
0
500
1000
1500
2000
2500
0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.1 1.3 1.5
Laju
pro
du
ksi l
iqu
id (
STB
/har
i)
laju gas injeksi (MMSCF/hari)
GLPC
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 5
Tabel 4.2 Harga Parameter Fluida
No Parameter Harga Satuan
1 Gravity 30 API
2 Pb 1060 Psi
3 ρw 63,7 lb/ft3
4 SGgas 0.6636
Model reservoir ini diproduksi dari 4 buah
sumur yang masing-masing diperforasi pada
kedalaman antara 4600ft – 4650ft dengan
mempertimbangkan harga porositas terhadap
kedalaman. Hasil pemodelan dengan menggunakan
software PETREL dipindahkan ke dalam software
ECLIPSE.
Dengan menggunakan software ECLIPSE
dipilih lokasi 4 sumur dengan mempertimbangkan
kumulatif produksi minyak yang terbesar. Gambar
4.3 menunjukkan model reservoir beserta dengan
lokasi sumur.
Gambar 4.2 Model reservoir dengan 4 buah sumur
yang menunjukkan saturasi minyak
Gambar 4.3 menunjukkan hubungan antara
permeabilitas relative minyak (kro) dengan
permeabilitas relative air (krw). Dari gambar tersebut
dapat dilihat bahwa sifat batuan reservoir ini adalah
water wet dengan nilai Swirr sebesar 0.18 dan Sor 0.2.
Gambar 4.3 Hubungan Krw dan Kro
4.2 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan
Pemodelan sumur gas lift dan fasilitas
permukaan dilakukan dengan menggunakan software
PIPESIM dan menggunakan data kedalaman sumur
yang telah ditentukan dalam model reservoir. Pada
keempat sumur gas lift tersebut dipasang casing
dengan ukuran ID 5.5 inch dan kemudian di perforasi
dengan mempertimbangkan harga porositas. Tubing
yang digunakan berukuran 3.5 inch dan dipasang
hingga kedalaman 4610 ft. Flowline yang digunakan
memiliki ID 4 inch dengan roughness 0.001 inch
dengan ketebalan 0.5 inch. Panjang Flowline
merepresentasikan letak sumur sesuai model
reservoir yang dibuat di PETREL. Fluida dari sumur
langsung dialirkan menuju separator yang bekerja
pada tekanan 200 psi. Separator diletakkan di tengah
keempat sumur tersebut untuk meminimalkan
pressure loss .
Gambar 4.3 Fasilitas permukaan
Untuk desain instalasi sumur gas lift dilakukan
pada software PIPESIM dengan masukan harga
tekanan reservoir, productivity indeks, watercut,
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 6
GOR dan laju gas injeksi. PIPESIM secara akan
menentukan kedalaman valve injeksi sesuai dengan
variable yang telah dimasukkan.
4.3 Field Planning Tool
Integrasi antara model reservoir, sumur gas lift
dan fasilitas permukaan akan disimualsikan dengan
menggunakan software Field Planning Tool (FPT).
Software FPT menggabungkan hasil perhitungan
model reservoir dengan model fasilitas permukaan
sehingga dapat diperoleh kinerja seluruh sistem
tersebut.
V. SKENARIO PERENCANAAN INJEKSI
GAS PADA SISTEM ROTATIVE GAS
LIFT
5.1 Skenario Penjadwalan Injeksi Gas Lift
Sebagai base case, keempat sumur
diproduksikan secara alamiah dengan batasan laju
produksi sebesar 300 stb/hari dalam kurun waktu
sepuluh tahun. Suatu sumur akan diubah menjadi
sumur gas lift jika laju produksinya sama dengan atau
di bawah 100 stb/hari. Pada kondisi base case, untuk
kurun waktu 10 tahun dihasilkan produksi kumulatif
sebesar 1.175 MMSTB. Dengan jumlah cadangan
minyak sebesar 5.09 MMSTB maka Recovery Factor
dari reservoir tersebut ialah 23 %.
Berdasarkan pada base case tersebut maka
dapat ditentukan sumur yang memerlukan gas lift,
sebagai contoh sumur P2 membutuhkan injeksi gas
pada bulan ke-21 seperti ditunjukkan pada gambar
5.1. Secara sama penentuan waktu injeksi gas di
sumur yang lain ditunjukkan pada tabel 5.1.
Gambar 5.1 Laju produksi minyak
Tabel 5.1 Waktu injeksi gas lift dan kebutuhan gas
Sumur Waktu Injeksi
(bulan ke-)
Laju gas injeksi
(mmscf/hari)
P2 21 0.43
P1 25 0.42
P4 25 0.30
P3 36 0.22
Seperti ditunjukkan pada tabel 5.1 diatas,
total kebutuhan keempat sumur untuk mendapatkan
laju produksi minyak optimum ialah sebanyak 1.37
MMSCF/hari. Namun laju produksi gas awal dari
seluruh lapangan sebanyak 0.2 MMSCF/hari, seperti
ditunjukkan pada gambar 4.2. Dengan demikian
produksi gas lapangan tidak memenuhi kebutuhan
gas injeksi untuk keempat sumur tersebut. Untuk
mengatasi masalah tersebut maka gas yang
terproduksi perlu disimpan sehingga mencapai
jumlah gas injeksi yang dibutuhkan.
Gambar 5.2 Laju kebutuhan gas dan laju produksi gas
Gambar 5.3 Laju produksi gas dan gas produksi total
0
50
100
150
200
250
300
350
1 9
17
25
33
41
49
57
65
73
81
89
97
10
5
Laju
pro
du
ksi m
inya
k (S
TB/h
ari)
Waktu (bulan)
P1 P2 P3 P4
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1 8
15
22
29
36
43
50
57
64
71
78
85
92
99
10
6
laju
gas
(m
msc
f/h
ari)
waktu (bulan)
kebutuhan gas produksi gas
0
50
100
150
200
250
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
1 9
17
25
33
41
49
57
65
73
81
89
97
10
5
laju
pro
du
ksi g
as (
mm
scf/
har
i)
waktu (bulan)
produksi gas gas produksi total(MMSCF)
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 7
Jika produksi gas dikumpulkan sejak awal
produksi hingga sepuluh tahun maka jumlah gas akan
mencapai nilai 194,1 MMSCF. Jumlah gas yang
terproduksi sangat besar dibandingkan dengan jumlah
gas yang dibutuhkan untuk injeksi. Selain itu jika gas
dikumpulkan sejak awal maka akan membutuhkan
jumlah tangki penyimpanan gas yang sangat banyak.
Dalam perencanaan ini diasumsikan tangki yang
digunakan berukuran 10.000 m3 atau 0.353146
MMSCF dengan spesifikasi seperti ditunjukkan pada
tabel 4.2 dibawah.
Tabel 5.2 Spesifikasi Storage Tank
Spesifikasi
Volume storage tank 10000 m3
Temperatur minimum -50 Celcius
Ketebalan 62 mm
Tekanan Maksimum 3.3 MPa
Dengan kapasitas tangki seperti tabel 5.2
diatas, maka untuk memenuhi kebutuhan gas injeksi
keempat sumur dibutuhkan 4 tangki gas. Berdasarkan
hasil simulasi, produksi gas disimpan selama 7 hari
untuk memenuhi kebutuhan injeksi gas keempat
sumur. Gas yang dikumpulkan selama 7 hari sebesar
1.395 MMSCF seperti ditunjukkan pada gambar 5.4
di bawah.
Gambar 5.4 Jumlah kebutuhan gas dan jumlah gas
tersimpan
Sementara itu, gas yang terproduksi sebelum
waktu penyimpanan gas untuk injeksi, diasumsikan
dijual dan dialirkan ke flowline terpisah dari fasilitas
penyimpanan gas untuk injeksi. Demikian juga
dengan gas yang terproduksi setelah gas diinjeksikan
dialirkan ke flowline untuk penjualan sementara
jumlah gas yang diinjeksikan akan tetap berputar
dalam sistem.
5.2 Skenario Optimasi Produksi
Sesusai dengan yang telah dijelaskan di
subbab sebelumnya bahwa injeksi gas akan dilakukan
secara bertahap sesuai dengan kinerja masing-masing
sumur. Sebelum dilakukan optimasi injeksi,
pemilihan batasan laju produksi juga diperhatikan
dalam perencanaan produksi untuk mendapatkan
produksi minyak yang paling optimum. Dalam tugas
akhir ini penulis melakukan pemilihan berdasarkan
jumlah kumulatif minyak yang dapat terproduksi
dalam kurun waktu 10 tahun. Batasan laju produksi
yang disimulasikan adalah 300 stb/hari, 500 stb/hari
dan 700 stb/hari. Berdasarkan pemilihan tersebut
didapatkan bahwa sumur dengan laju produksi 300
stb/hari menghasilkan kumulatif produksi minyak
paling besar yaitu sebesar 1.18 MMSTB.
Perbandingan antara produksi minyak pada berbagai
laju produksi dapat dilihat pada gambar 4.2.1 .
Gambar 5.5 Perbandingan kumulatif produksi
minyak untuk berbagai laju produksi
Dengan laju produksi 300 stb/hari, setiap
sumur memiliki performa yang berbeda. Batas laju
produksi sumur yang akan diinjeksi ialah jika sumur
mencapai 100 stb/hari. Dari gambar 5.1 pada subbab
sebelumnya, dapat dilihat kemampuan produksi
setiap sumur secara alamiah.
Berdasarkan pada gambar 5.1 sumur
pertama yang membutuhkan injeksi gas lift ialah
sumur P2 dimana terjadi penurunan laju produksi
secara drastis dari 249.4 stb/hari menjadi 26.58
-0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
0 1000 2000 3000 4000
Jum
lah
gas
(M
MSC
F)
waktu (hari)
Jumlah gas storage kebutuhan gas
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
0 639 1308 1978 2647 3288
Ku
mu
lati
f m
inya
k (M
MST
B)
waktu (hari)
300 STB/hari 500 stb/hari
700 stb/hari
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 8
stb/hari pada bulan ke-21. Penentuan laju injeksi gas
dilakukan berdasarkan GLPC yang dibuat
berdasarkan kondisi sumur pada laju produksi kurang
dari 100 stb/hari. Dengan data masukan yang
meliputi tekanan reservoir, Productivity index,
watercut, GOR dan tekanan wellhead, dengan
menggunakan simulator PIPESIM dapat ditentukan
laju injeksi gas optimum berdasarkan GLPC. Tabel
4.2.1 adalah data masukan ke dalam simulator
PIPESIM dan laju gas injeksi optimum untuk setiap
sumur.
Tabel 5.3 Data masukan dan laju injeksi gas
P1 P2 P3 P4
P reservoir (psi) 1847
1816 1852
1851
Watercut(%) 32.2
15.76 26.17
27.45
PI 5.6
3.12 4.3
3.74
GOR (scf/stb) 165.2
165.2
165.2
165.2
P wellhead (psi) 500 500 500 500
Injeksi gas
(mmscf/hari)
0.42 0.43 0.22 0.3
Berdasarkan laju injeksi optimum tersebut,
maka dapat ditentukan kedalaman valve injeksi dan
tekanan injeksi yang harus disediakan. Demikian juga
ukuran valve yang dibutuhkan dapat ditentukan.
Sebagai contoh digunakan adalah valve tipe IPO seri
R20 dengan ukuran 1,5 inch dan ukuran port ½ inch
untuk semua sumur. Tekanan injeksi yang diberikan
dianggap 100 psi diatas tekanan bottomhole dengan
harapan gas dapat masuk ke dalam tubing pada
kedalaman titik injeksi. Pada tabel 5.4 berikut
ditunjukkan kedalaman titik injeksi beserta tekanan
injeksi yang dibutuhkan untuk setiap sumur
berdasarkan hasil simulasi.
Tabel 5.4 Kedalaman Injeksi gas dan tekanan injeksi
Variabel P1 P2 P3 P4
Kedalaman
Injeksi (ft)
3257.5 3059.2 3335.2 3258.4
Ptro (psi) 1959 1825 1800 1949
P wellhead
(psi)
500 500 500 500
Semua variable yang dibutuhkan dipilih
sedemikian rupa yang dapat menghasilkan laju
produksi yang maksimum. Setelah injeksi gas lift
dilakukan produksi kumulatif akan meningkat
sehingga recovery factor meningkat menjadi 35.7 %.
Gambar 5.6 sampai 5.9 menunjukkan profil kenaikan
laju produksi minyak sebelum dan sesudah dilakukan
injeksi gas.
5.6 Perbandingan laju produksi sumur P1
5.7 Perbandingan laju produksi sumur P2
5.8 Perbandingan laju produksi sumur P3
050
100150200250300350
0 8
16
24
32
40
48
56
64
72
80
88
96
10
4
Oil
Rat
e (
STB
/d)
Time (month)
P1
natural gas lift
0
50
100
150
200
250
300
350
0 8
16
24
32
40
48
56
64
72
80
88
96
10
4
Oil
Rat
e (
STB
/d)
Time (month)
P2
natural gas lift
0
50
100
150
200
250
300
350
0 7
14
21
28
35
42
49
56
63
70
77
84
91
98
10
5
Oil
Rat
e (
STB
/d)
Time (month)
P3
natural gas lift
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 9
Pada grafik 5.6 sampai 5.9 dapat dilihat bahwa
dengan injeksi gas lift, sumur akan dapat bertahan
lebih lama hingga sepuluh tahun dengan laju
produksi terkecil berkisar pada 50 STB/hari.
5.9 Perbandingan laju produksi sumur 4
Seiring dengan diproduksikannya lapangan
tersebut, maka semakin lama tekanan reservoir
semakin menurun dan harga watercut semakin besar.
Tentu saja hal ini mengakibatkan jumlah gas injeksi
yang dibutuhkan berbeda. Untuk mengetahui hal
tersebut maka dicoba untuk melakukan optimasi
dengan mendesain ulang laju injeksi gas optimum
dan letak valve. Optimasi skenario pertama dilakukan
setahun setelah dilakukan injeksi gas pada sumur P3,
yaitu pada bulan ke- 49. Tabel 5.5 adalah hasil dari
desain ulang injeksi gas lift.
Tabel 5.5 Kebutuhan injeksi gas pada skenario 2
Sumur Laju gas injeksi (MMSCF/hari)
P1 0.42
P2 0.42
P3 0.22
P4 0.30
Total 1.36
Dari tabel 5.5 diatas dapat dilihat bahwa
kebutuhan gas injeksi sumur P2 turun menjadi 0.42
mmscf/hari. Sementara itu kebutuhan laju injeksi gas
untuk sumur P1, P3, dan P4 tidak berubah.
Sedangkan letak valve sumur P3, meskipun jumlah
gas injeksi yang dibutuhkan tidak berubah, letak
valve sumur P3 berubah menjadi pada kedalaman
3260.8 ft. Hal ini disebabkan oleh penurunan tekanan
reservoir. Sedangkan untuk sumur P4 , letak titik
injeksi tetap namun dibutuhkan tekanan injeksi yang
lebih tinggi yaitu 1938 psi.
Tabel 5.6 Kedalaman dan tekanan injeksi skenario2
Variabel P1 P2 P3 P4
Kedalaman
Injeksi (ft)
3257.5 2995.7 3260.8 3258.4
Ptro (psi) 1959 1800 1800 1938
P wellhead
(psi)
500 500 500 500
Hal tersebut dapat terjadi karena tekanan
reservoir dan productivity index yang berubah.
Sehingga letak valve dan tekanan injeksi yang
dibutuhkan menyesuaikan agar didapat hasil yang
paling optimum. Dengan Optimasi ini, kumulatif
produksi total berhasil meningkat sebanyak 1,1 %
yaitu mencapai angka 36,8 %.
Skenario optimasi ketiga dilakukan setahun
kemudian, yaitu pada bulan ke- 61. Pada optimasi
kedua ini, laju injeksi total yang dibutuhkan sama
dengan tahun sebelumnya, namun alokasi injeksi
berbeda. Untuk sumur P3 yang sebelumnya hanya
mebutuhkan gas injeksi sebesar 0.22 MMSCF/hari
kini meningkat menjadi 0.3MMSCF/hari. Demikian
juga dengan sumur P4 yang menurun kebutuhannya
menjadi 0.22 MMSCF/hari.
Tabel 5.7 Kebutuhan injeksi gas pada skenario 3
Sumur Laju gas injeksi (MMSCF/hari)
P1 0.42
P2 0.42
P3 0.30
P4 0.22
Total 1.36
Tabel 5.8 Kedalaman dan tekanan injeksi skenario3
Variabel P1 P2 P3 P4
Kedalaman
Injeksi (ft)
3146.5 2736.3 2995.9 3258.6
Ptro (psi) 1959 1722 1800 1938
P wellhead
(psi)
500 500 500 500
Setelah dilakukan optimasi pada skenario 3,
maka recovery factor meningkat sebanyak 0.4%
0
50
100
150
200
250
300
350
0 7
14
21
28
35
42
49
56
63
70
77
84
91
98
10
5
Oil
Rat
e (
STB
/d)
Time (month)
P4
natural gas lift
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 10
menjadi 36.8 %. Perbandingan kenaikan nilai jumlah
produksi kumulatif dapat dilihat pada gambar 5.10
Dari gambar dapat dilihat bahwa kenaikan kumulatif
produksi minyak kurang signifikan.
Gambar 5.10 Perbandingan jumlah produksi total dari
berbagai skenario.
VI. ANALISA
Dalam pemilihan laju produksi awal,
pemilihan dilakukan dengan memproduksi sumur
P1,P2,P3 dan P4 pada laju produksi fluida 300
stb/hari, 500 stb/hari dan 700 stb/hari. Dari grafik 6.1
dibawah dapat dilihat bahwa apabila sumur
diproduksi dengan laju produksi awal 300 stb/hari
menghasilkan kumulatif produksi yang paling besar.
Hal ini dapat terjadi karena pada produksi 300
stb/hari penurunan tekanan dari reservoir tidak terlalu
signifikan sehingga cukup dapat mengimbangi laju
produksi yang diinginkan.
Gambar 6.1 Perbandingan kumulatif produksi
minyak untuk berbagai laju produksi
Gambar 6.2 Penurunan nilai tekanan terhadap waktu
Pada laju produksi 700 stb/hari, tekanan
reservoir menurun dengan cepat sehingga sumur-
sumur yang diproduksi pada laju produksi awal ini
lebih cepat mati. Tetapi jika dibandingkan dengan
sumur yang diproduksi pada laju produksi awal 500
stb/hari , laju produksi 700 stb/hari menghasilkan
kumulatif produksi yang lebih besar karena pada
awal produksi sumur diproduksi secara maksimal.
Setelah kurun waktu produksi tertentu,
sumur akan mencapai batas dimana tidak dapat
berproduksi secara alamiah lagi. Saat itulah
dibutuhkan injeksi gas untuk operasi gas lift.
Kebutuhan injeksi gas lift berbeda-beda tergantung
dengan kondisi sumur pada waktu tertentu. Semakin
lama produksi, tekanan reservoir semakin menurun
dan watercut semakin besar. Hal ini menyebabkan
injeksi gas lift yang dibutuhkan semakin besar. Dari
tabel 6.1 dapat dilihat bahwa kebutuhan gas injeksi
untuk sumur P2 meningkat dari 0.22 menjadi 0.3
MMSCF/hari pada skenario 3 . Akan tetapi pada
sumur P2, pada saat skenario ke 2 laju injeksi gas
yang dibutuhkan menurun menjadi 0.42
MMSCF/hari. Demikian juga dengan sumur P4 yang
kebutuhan gas nya menurun dari 0.3 menjadi 0.22
MMSCF/hari pada skenario ke-3 .
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
0 50 100 150
Cu
mm
ula
tive
Oil
(mm
STB
)
Waktu (bulan)
Optimasi 1 optimasi 2
Optimasi 3 natural
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
300 stb/hari 500stb/hari 700 stb/hari
1600
1650
1700
1750
1800
1850
1900
1950
0 639 1308 1978 2647 3288
teka
nan
re
serv
oir
(p
si)
waktu (hari)
300 stb/hari 500 stb/hari
700 stb/hari
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 11
Tabel 6.1 Perbandingan kebutuhan gas injeksi pada
setiap skenario
sumur skenario 1 skenario 2 skenario 3
P1 0.42 0.42 0.42
P2 0.43 0.42 0.42
P3 0.22 0.22 0.3
P4 0.3 0.3 0.22
Perubahan kebutuhan gas injeksi yang
diperlukan memang tidak terlalu signifikan. Hal ini
mungkin terjadi karena reservoir memiliki tenaga
pendorong dari aquifer yang menyebabkan PI liquid
meningkat setelah beberapa lama sumur
diproduksikan. Penurunan tekanan dan perubahan
productivity index dari setiap sumur dapat dilihat
pada gambar 6.2 sampai 6.5 di bawah.
Gambar 6.2 Tekanan dan PI sumur P1
Gambar 6.3 Tekanan dan PI sumur P2
Gambar 6.4 Tekanan dan PI sumur P3
Gambar 6.5 Tekanan dan PI sumur P4
Penurunan tekanan reservoir yang kecil
menyebabkan peningkatan produksi kumulatif antara
skenario 1, skenario 2 dan skenario 3 kurang
signifikan yaitu berkisar antara 0.4 sampai dengan 1
% dari skenario sebelumnya. Untuk jangka waktu
optimasi yang cukup kecil yaitu 1 tahun, keadaan
reservoir tidak ada perubahan yang signifikan. Pada
grafik gambar 6.6 di bawah dapat dilihat kecilnya
peningkatan nilai recovery factor untuk masing-
masing skenario.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
172017401760178018001820184018601880190019201940
0 1000 2000 3000 4000
pre
ssu
re (
psi
)
time (days)
P1
pressure Productivity index
0
1
2
3
4
5
6
170017201740176017801800182018401860188019001920
0 1000 2000 3000 4000
pre
ssu
re (
psi
)
time (days)
P2
pressure Productivity index
0
1
2
3
4
5
6
7
1740176017801800182018401860188019001920
0 1000 2000 3000 4000
pre
ssu
re (
psi
)
time (days)
P3
pressure Productivity index
0
1
2
3
4
5
6
1720
1740
1760
1780
1800
1820
1840
1860
1880
1900
0 1000 2000 3000 4000
pre
ssu
re (
psi
)
time (days)
P4
pressure Productivity index
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 12
Gambar 6.6 Perbandingan kumulatif produksi
minyak (MMSTB) pada berbagai skenario.
VII. KESIMPULAN & SARAN
7.1 KESIMPULAN
1. Model dengan sistem terintegrasi telah
berhasil dibuat untuk melakukan perencanaan
injeksi gas lift.
2. Model dapat digunakan untuk menentukan
jumlah gas yang dibutuhkan dalam sistem
rotative gas lift.
3. Peningkatan recovery factor dapat dilakukan
dengan desain ulang gas lift.
4. Apabila laju produksi gas harian tidak
memenuhi jumlah gas yang perlu
diinjeksikan maka dapat direncanakan untuk
menyimpan gas sesuai dengan kebutuhan.
7.2 SARAN
1. Perlu dilakukan penelitian untuk kondisi
reservoir tanpa aquifer dimana akan terjadi
perubahan tekanan reservoir dan perubahan
produksi yang signifikan.
2. Kebutuhan gas injeksi untuk rotative perlu
dilakukan secara bertahap untuk menentukan
kebutuhan penyimpanan gas. Dalam hal ini
optimasi kapasitas tangki pengumpul gas
injeksi perlu dilakukan.
VIII. DAFTAR SIMBOL
Pwh = tekanan kepala sumur, psi
Pr = tekanan reservoir,psi
Qgas = laju gas, mmscfd
Ф = porositas, fraksi
K = permeabilitas, md
T = temperature, oR
cf = kompresibilitas formasi, 1/psi
ρg = densitas gas, lbf/ft3
ρw = densitas air, lbf/ft3
μg = viskositas gas, cp
SG = specific gravity
J = productivity index of well
Q = laju produksi (stb/hari)
= tekanan rata-rata reservoir (psi)
= tekanan alir dasar sumur (psi)
= gradient tekanan fluida dalam tubing
= densitas rata-rata fluida
= mixture velocity (ft/s)
D = ID tubing (in)
Swirr = Saturation water irreducable
Sor = Saturation oil residual
Krw = Permeabilitas relative water
Kro = Permeabilitas relative oil
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. Nurdin, Syaiful . Closed Rotative Gas Lift
Optimization FOXTROT Area BP West
Java.2008. Tesis.
6. Brown, K.E., et al, The Technology of Artifial
Lift method, Volume 2a, The Petroleum
Publishing Company, Tulsa, 1980.
7. Brown, K.E., et al, The Technology of Artificial
Lift Method : Production Optimization of Oil
and Gas Wells by Nodal System Analysis,
Volume 4, PennWell Book, 1984.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
skenario 1 skenario 2 skenario 3 natural
Perencanan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi 13