METODA PRODUKSI GAS LIFT PT PERTAMINA EP ASSET 2 PRABUMULIH FIELD
LAPORAN KERJA PRAKTEK 25 JULI 2016 S.D 05 AGUSTUS 2016
Oleh: GITA YULIANANDA
Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti Jakarta 2016
LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK PT.PERTAMINA PT.PERTAMINA EP ASSET 2 PRABUMULIH PRABUMULIH FIELD TANGGAL 25 JULI S.D 05 AGUSTUS 2016
Prabumulih, 05 agustus 2016 Di setujui Oleh
Ast.Man Petroleum Engineering
Pembimbing Lapangan
M. Firdaus Sabaruddin
Hasbi Asidik
Mengetahui, Ast . Man. HR Prabumulih Field
Ari Winanto
i
KATA PENGANTAR
Puji syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa karena berkat dan karunia Nya, kami dapat menyelesaikan laporan kerja praktek ini sesuai yang waktu yang telah ditentukan. Maksud dan tujuan kerja praktek ini adalah memenuhi salah satu syarat untuk mendapatkan gelar sarjana program studi teknik perminyakan, dan untuk menerapkan teori yang penyusun peroleh dari kampus dalam bentuk praktek yang sesungguhnya. Laporan kerja praktek ini dalam rangka memperdalam pemahaman masalah lingkup kerja teknik perminyakan, yang kemudian diharapkan dapat dimanfaatkan sebaik-baiknya oleh pembaca secara umumnya dan penulis secara khususnya. Tentunya dalam proses penyususan dan penyelesaian laporan kerja praktek ini masih terdapat kekurangan, untuk ini penulis sangat mengharapkan kritik dan saran demi kebaikan penulis sendiri didalam membuat laporan selanjutnya. Terima kasih tidak lupa kami ucapkan kepada : 1. Bapak M. Firdaus Sabaruddin, selaku penanggung jawab utama pelaksanaan kerja praktek. 2. Bapak Indra Gunarso, selaku penanggung jawab dan mentor lapangan, 3. Bapak Jonathan Yanuardi, Ibu Erni Tri Lestari, Bapak Hasbi Asidik, dan Ibu Fima Asmanariah selaku pembimbing kami di lapangan. 4. Seluruh karyawan, operator, beserta crew lapangan PT. PERTAMINA EP ASSET 2 FIELD PRABUMULIH, 5. Fakultas Teknik Kebumian dan Energi, Jurusan Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti,
ii
6. Rekan-rekan sesama kerja praktek, dan 7. Semua pihak yang telah membantu atas terlaksanya kerja praktek ini.
Jakarta, 05Agustus 2016
Penyusun
iii
DAFTAR ISI
Halaman LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................. i KATA PENGANTAR ..................................................................................... ii DAFTAR ISI .................................................................................................... iv DAFTAR GAMBAR ....................................................................................... vii BAB I PENDAHULUAN ................................................................................ 1 1.1 Latar Belakang .................................................................................... 1 1.2 Tujuan dan Manfaat ............................................................................ 2 1.3 Pembahasan Masalah .......................................................................... 2 1.4 Metode Penulisan ................................................................................ 3 1.5 Sistematika Penulisan ......................................................................... 3 BAB II TINJAUAN UMUM ........................................................................... 5 2.1 Sejarah Perusahaan.............................................................................. 5 2.2 Wilayah Kerja PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field ............... 6 2.3 Sejarah Lapangan ................................................................................ 7 2.4 Aktifitas Produksi PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field ......... 10
iv
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Halaman BAB III TINJAUAN PUSTAKA .................................................................... 11 3.1 Gas Lift ..................................................................................................... 11 3.1.1 Gas Lift Menurut Penginjeksiannya ................................................ 12 3.1.2 Sumur Gas Lift Berdasarkan Instalasinya ........................................ 13 3.1.3 Sumur Gas Lift Menurut aliran Produksinya ................................... 14 3.2 Mekanika Katup Sembur Buatan ............................................................. 14 3.3 Peralatan Gas Lift ...................................................................................... 15 3.3.1 Peralatan Gas Lift di Bawah Permukaan ........................................ 15 3.3.2 Peralatan Gas lift di Atas Permukaan ............................................. 17 3.4 Perencanaan Pengangkatan Buatan Dengan Metode Gas Lift .................. 18 3.5 Setting Gas Lift Valve ............................................................................... 19
v
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Halaman
3.6 Prinsip Kerja Gas Lift .............................................................................. 20 3.7 Keuntungan dan Kerugian Gas Lift ........................................................ 22 BAB IV PEMBAHASAN................................................................................ 23 BAB V KESIMPULAN ................................................................................... 25 DAFTAR PUSTAKA ...................................................................................... 26
vi
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Halaman
2.1 Struktur Regional Cekungan Sumatra Selatan ........................................... 7 3.1 Gas Lift Valve ........................................................................................... 20 3.2 Setting Gas Lift .......................................................................................... 21 3.3 Gas Lift Mandrel ...................................................................................... 21
vii
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Peningkatan
jumlah
penduduk
dan
peradaban
dunia
menyebabkan
kebutuhan akan energi semakin bertambah. Hal ini menuntut ketersediaan energi yang memadai. Saat ini, minyak dan gas bumi merupakan sumber energi dan andalan dan paling banyak dibutuhkan di berbagai sektor kehidupan. Di lain sisi, minyak dan gas bumi adalah energi yang tidak dapat diperbaharui. Hal ini memacu usaha-usaha yang efektif dan efisien untuk memenuhi kebutuhan minyak dan gas bumi. PT. Pertamina EP Region Sumatera Field Prabumulih Asset 2 sebagai anak perusahaan PT Pertamina Persero, merupakan salah satu perusahaan yang bergerak dalam bidang industri hulu perminyakan terus berperan aktif dalam rangka memenuhi kebutuhan minyak dan gas bumi di Indonesia. Kerja praktek merupakan salah satu wujud perluasan pemikiran mahasiswa mengenal ruang lingkup yang telah diketahui dan yang belum diketahui.
Hal
tersebut
dapat
memicu
keingintahuan
dengan
wawasan
pendukungnya. Secara umum kerja praktek adalah mata kuliah yang mengacu pada penerapan teori yang telah didapat mahasiswa di kuliah terhadap praktek lapangan, yang berkenaan dengan partisipasi aktif mahasiswa dalam meneliti, mengolah dan menganalisa dalam pengawasan serta penilaian oleh instansi terkait baik itu pemerintah maupun swasta. Oleh karena itu penulis mencoba meninjau aktifitas kegiatan kerja praktek yang dilakukan PT. Pertamina EP Region Sumatera Field Prabumulih Asset 2 memulai kegiatan kerja praktek yang dilakukan selama dua minggu dilapangan (3-14 Agustus 2015). Kerja praktek ini juga sangat membantu penulis bisa melihat langsung penerapan ilmu yang kami dapat di perkuliahan. Dan secara tidak langsung akan
1
sangat memotivasi penulis untuk belajar lebih semangat lagi dalam mempelajari hal- hal yang diperlukan dilapangan. Setelah dilaksanakannya kerja praktek tersebut, mahasiswa diharapkan dapat melihat dan memahami secara langsung pengaplikasian atau penerapan ilmu Teknik Perminyakan khususnya mengenai proses dalam hal yang berkaitan dengan aktivitas pemboran, produksi, workover dan stimulasi suatu lapangan minyak.
Dengan
demikian,
pengetahuan
dan
wawasan
materi
terhadap
pengetahuan disiplin ilmu akan lebih terarah serta lebih memahami pengoperasian ataupun mampu mengembangkan teknologi dalam penerapan bidang ilmu Teknik Perminyakan guna menghadapi era globalisasi yang makin kompetitif. Berdasarkan kurikulum Jurusan Teknik Perminyakan memandang sangat perlu diadakan kerja praktek guna menciptakan mahasiswa yang terampil baik secara teoritis maupun praktek. Disamping itu juga melatih mahasiswa untuk dapat bekerjasama dengan baik terhadap lingkungan masyarakat ditempat bekerja.
1.2 Tujuan dan Manfaat
Tujuan dari penulisan laporan kerja praktek ini adalah mengenal dan memahami segala kegiatan migas mulai dari pemboran, produksi, work over dan well service, stimulasi sampai dengan pendistribusian migas. Selain itu untuk memahami segala masalah yang timbul dalam kegiatan migas dan cara penanganannya. Adapun manfaat penulisan laporan kerja praktek ini adalah sebagai bentuk ide dan pemaparan penulis dalam membuat laporan, yang data-data didapatkan melalui tinjauan langsung ke lapangan dan dituliskan dalam bentuk rangkaian laporan yang terstruktur.
1.3 Pembahasan Masalah
Dalam kerja praktek ini penulis hanya meninjau tentang kegiatan lapangan instrumentasi dan mempelajari mengenai segala macam kegiatan baik pemboran, produksi, work over dan well service, sampai pendistribusian migas, yang dilakukan oleh PT. PERTAMINA EP SSEET 2 F I E L D PRABUMULIH.
2
1.4 Metode Penulisan
Metode yang digunakan dalam penyusunan laporan kerja praktek ini antara lain : ˗
Observasi
Melakukan tinjauan langsung di Lapangan-lapangan milik PT Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih. ˗
Wawancara
Melakukan wawancara langsung dengan para teknisi atau instruktur yang ada di Lapangan-lapangan Prabumulih
1.5
Sistematika Penulisan
Dalam penulisan laporan ini, penulis mencoba mambahas susunan laporan dengan berdasarkan pada sistematika berikut :
BAB I PENDAHULUAN Bab ini merupakan bab yang terdiri dari pembahasan mengenai latar belakang judul, perumusan masalah, tujuan dan manfaat, metodologi penulisan dan sistematika penulisan.
BAB II TINJAUAN UMUM Pada bab ini akan dibahas mengenai informasi- informasi tentang PT. Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih.
BAB III TINJAUAN PUSTAKA Bab ini membahas tentang teori-teori pendukung untuk pembahasan tentang PT Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih.
3
BAB IV PEMBAHASAN Bab ini membahas tentang kegiatan yang dilakukan di PT Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih selama Kerja Praktek berlangsung.
BAB V PENUTUP Dalam bab ini menuliskan kesimpulan dan saran- saran yang berguna bagi perkembangan PT Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih.
4
BAB II TINJAUAN UMUM
2.1
Sejarah PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih F ield
PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field merupakan salah satu bagian dari anak perusahaan PT Pertamina (Persero) yang wilayah operasinya berada di Komplek Palembang Selatan (KPS). Indikasi minyak di kawasan Prabumulih ditemukan pada tahun 1870, ketika dilakukan pemetaan geologi permukaan berupa perembesan minyak di puncak antiklin kampong minyak. Sehingga dengan acuan pemetaan geologi kemudian dilakukan kegiatan operasi produksi oleh perusahaan minyak Muara Enim Petroleum Company pada tahun 1896. Pada tahun 1901 kegiatan perminyakan bergeser ke Suban Jeriji yang menjadi kantor pusat lapangan sampai perang dunia kedua. Sejak ditemukan lapangan minyak di KPS, banyak perusahaan yang mengusahakan daerah ini secara bergantian, yaitu: 1. Muara Enim Petroleum Company pada tahun 1896 2. The Koninklijke Shell Group pada tahun 1905 3. Konsesi diserahkan kepada Battafsche Petroleum Maatschapy (BPM) pada tahun 1907 4. Nederlandsche Indie Axrdolie Maatschapy pada tahun 1920 5. Diusahakan oleh Jepang pada tahun 1942-1945 6. Diserahkan kepada Permiri pada tahun 1945 7. Kembali diusahakan oleh BPM pada tahun 1947 8. PT Shell Indonesia pada tahun 1960 9. PT Shell Indonesia dibeli oleh pemerintah Indonesia dan lapangan KPS diusahakan oleh PN Permina pada tahun 1965 10. PN Permina dan PN Pertamina dilebur menjadi PN Pertamina pada tahun 1965
5
11. PN Pertamina diubah menjadi Pertamina pada tahun 1971 berdasarkan UU No. 8 12. Pertamina diubah menjadi PT Pertamina (Persero) pada tahun 2001 berdasarkan UU no. 22
2.2
Wilayah Kerja PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih F ield
Area operasi PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field terletak di kota Prabumulih yang terdiri dari kecamatan PRabumulih Barat dan kecamatan Prabumulih Timur. Luas wilayah kerja daerah operasi hulu PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field mencapai 98.783.929 km 2, dengan wilayah kerja antara lain Kabupaten Muara Enim, Kabupaten Ogan Komering Ulu, Kabupaten Ogan Komering Ilir, Kabupaten Lahat, Kabupaten Banyuasin, Kota Prabumulih, Kodya Palembang, dan Kabupaten Musi Rawas. Lapangan produksi PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field dibagi menjadi empat distrik, yaitu Distrik I, Distrik II, Distrik III, dan Distrik Gas dengan pembagiannya sebagai berikut: 1. Distrik I, meliputi Gunung Kemala, Prabumulih Barat, Lembak, Kemang, Pandan, Tapus, Petanang. 2. Distrik II, meliputi Talang Jimar, Tanjung Tiga Barat/Timur, Ogan, Tanjung Miring Barat, Sialingan, Tundan, Bunian, Sukananti. 3. Distrik III, meliputi, Beringin, Kuang, Tika, Pemaat, Talang Barat, Sigoyang. 4. Distrik Gas, meliputi Merbau, Pagardewa, Prabumenang, dan Tasim.
6
2.3
Sejarah Lapangan
2.3.1
Keadaan Geologi Lapangan Secara umum Pulau Sumatera terdiri atas tiga buah cekungan besar. Ketiga
buah cekungan itu adalah North Sumatra Basin, Central Sumatra Basin dan South Sumatra Basin. Wilayah penelitian berada di South Sumatra Basin atau Cekungan Sumatra Selatan.
Gambar 2.1 Struktur Regional Cekungan Sumatra Selatan
2.3.2
Letak Geografis Cekungan Sumatra Selatan Lapangan prabumulih terletak di cekungan Sumatera Selatan ( South
Sumatra Basin ) yang merupakan cekungan tersier berarah barat laut tenggara, cekungan ini dipisahkan dari cekungan sunda pada arah SE oleh Tinggian Lampung, dan dipisahkan dari cekungan Sumatra tengah oleh tinggian bukit tiga puluh.
7
2.3.3
Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Selatan Pada dasarnya stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan dikenal satu daur
besar (megacycle) ynag terdir dari suatu transgresi dan kemudian diikuti oleh regresi. Kelompok fase transgresi disebut kelompok Telisa yang terdiri dari Formasi Lahat, Talang Akar, Bauraja, dan Formasi Gumai, sedangkan kelompok fase regresi disebut kelompok Palembang yang terdiri dari Formasi Air Benakat, Muara Enim dan Formasi Kasai. 2.3.4
Struktur Geologi Prabumulih Barat Struktur lapangan Prabmulih Barat dengan luas 3 x 2.5 km secara strukural
adalah antiklin (four way dip closure) dengan arah sumbu panjang secara regional N 110-116 E atau Tnggara Baratlaut. Sebelah barat dibatasi oleh sesar normal berarah utara selatan dengan kemiringasn bidang sesar kearah barat ( down to the west) dan sebelah selatan dengan dibatasi oleh sesar naik berarah timur-barat dan hamper sejajar dengan sumbu antiklin. Cekungan sumatera selatan dan cekungan sumatera tengah mempunyai sejarah pembentukan yang sama dimana kedua cekungan tersebut merupakan suatu cekungan back-arc basin. Perkembangan dan pembentukkan cekungan Sumatra Selatan dipengaruhi oleh tiga fasa tektoni utama : Fasa Rifting, Fasa Sagging, dan Fasa Kompresi.
2.3.5
Stratigrafi Geologi Lapangan Prabumulih Struktur stratigrafi Lapangan Prabumulih terdiri dari 5 (lima) formasi yang
secara berurutan dari permukaan yaitu, Formasi Muara Enim, Formasi Air Benakat, Formasi Gumai, Formasi Baturajadan, Formasi Talang Akar. Dimulai dari permukaan, yaitu Formasi Muara Enim. Formasi ini ditandai dengan kemunculan lapisan tebal batubara. Pada Formasi Muara Enim, terdapat pula
8
claystone dengan warna abu-abu hingga coklat terang, berbentuk blocky, noncalcareous, ada pula sandstone berwarna abu-abu yang butirannya halus dengan distribusi ukuran buruk hingga sedang dan non-calcareous. Formasi Air Benakat ditunjukkan dengan kehadiran sandstone yang mendominasi, berwarna abu-abu, ukuran butir yang sangat halus, cukup kera, sementasi berkapur, dan disertai kehadiran fosil seperti foraminifera namun tidak terlihat indikasi adanya minyak. Batu gamping berwarna putih gelap yang terdapat bersamaan dengan mudstone. Shale atau batu lempung, berwarna abu teranggelap, berbentuk blocky dengan butiran yang halus, dijumpai adanya unsur karbonat. Formasi Gumai didominasi oleh batu lempung dan serpih namun tetap dijumpai lapisan sandstone dan batu gamping dalam jumlah kecil. Batu lempungnya berwarna abu-abu gelap, dengan ukuran butir yang halus, berbentuk blocky, dengan kekerasan sedang dan adanya unsur karbonat. Sandstone berwarna abu-abu terang, abu-abu hingga coklat muda, dengan ukur butir yang sangat halus dengan semen berupa calcareous dan poor sorted , bentuknya bervariasi antara subangular hingga subrounded , kekerasan medium-hard . Batugamping pada formasi ini berwarna coklat, puth, gelap, dengan kekerasan soft-medium, dan tidak ada indikasi minyak. Formasi Baturaja ditandai dengan melimpahnya limestone berwarna putih gelap, krem, berbentuk blocky dan tidak terlihat indikasi adanya minyak. Selain itu ada pulas sandstone berwarna coklat terang dalam jumlah lebih sedikit, kekerasannya sedang, ukuran butir sangat halus yang berbentuk subangularsubrounded, sekilas terlihat porositasnya buruk, mengandung calcareous dan tidak terlihat adanya indikasi minyak. Shale berwarna coklat-gelap, abu-abu tua, berbentuk blocky. Formasi Talang Akar berdasarkan hasil penelitain-penelitian terdahulu dipercaya menjadi reservoir yang komersial di Cekungan Sumatera Selatan. Formasi ini dibagi menjadi dua anggota, yaitu Great Sand Member (GRM) dan Transition Member (TRM). Pada Formasi Talang Akar ini dijumpai adanya
9
sandstone, batu lempung, pasir gampngan dan lempung dengan sedikit batubara. Sandstone bervariasi dengan waran cerah, putih, abu-abu terang, berbentuk butir bervariasi dari angular hingga rounded terdistribusi baik, quartz lepas dan pada beberapa lapisan dijumpai indikasi adanya minyak. Batubara pada formasi talang akar berbentuk blocky, brittle, kekerasan rendah ( soft ). Batu lempung berwarna abu-abu tua, berbentuk blocky dan terdapat material korbonat.
2.4
Aktifitas Produksi PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field
Aktifitas operasi produksi dari PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field berawal dari fluida yang berasal dari sumur-sumur produksi yang ada dalam wilayah PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field. Dari setiap lapangan sumur produksi menuju stasiun pengumpul di distrik masing-masing, kemudian dialirkan ke Pusat Pengumpul Produksi dan setelah itu dipompakan ke RU 3 Plaju untuk dilakukan proses pengolahan.
10
BAB III TINJAUAN PUSTAKA
3.1 Gas Lift
Gas lift merupakan salah satu metode pengangkatan buatan di samping metode pemompaan, setelah cara sembur alam tidak dapat dilakukan.Gas lift didefinisikan sebagai suatu proses/ metode pengangkatan fluida dari lubang sumur dengan cara menambahkan gas/ menginjeksikan gas yang relative bertekanan tinggi ke dalam kolom fluida.Pada gas lift ini diperlukan tekanan injeksi yang tinggi, sehingga diperlukan juga kompresor yang mempunyai horse power yang tinggi pula, oleh karenanya dibuat agar horse power kompresor kecil tetapi tekanannya tinggi, yaitu dengan menggunakan valve. Berdasarkan system penginjeksian gasnya, sumur gas lift dapat dibedakan menjadi dua yaitu continous gas lift dan intermitten, hal tersebut tergantung pada productivity index dan tekanan reservoirnya. Tujuan operasi gas lift secara umum adalah untuk menciptakan “drawdown” yang besar sehingga reservoir mampu mengalirkan sejumlah fluida seperti yang diinginkan. Faktor utama yang menentukan dalam metode gas lift adalah perbandingan jumlah gas dengan cairan (GLR atau Gas Liquid Ratio) formasi pada sumur tersebut sudah lebih kecil dari GLR optimum, di samping adanya penurunan tekanan dalam reservoirnya. Maka dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke dalam tubing melalui annulus, menyebabkan densitas cairan di dalam tubing menurun dan gradient tekanan dalam kolom tubing juga menurun, akhirnya timbul perbedaan tekanan antara reservoir dengan tekanan dasar sumur (drawdown) yang lebih besar dari sebelumnya dan mengakibatkan mengalirnya minyak dari reservoir ke permukaan, atau dapat pula digunakan untuk menambah laju produksi total pada sumur minyak yang masih flowing tetapi la ju produksinya kecil.
11
Syarat-syarat suatu sumur dapat di lakukan gas lift : 1.
Tersedianya gas yang memadai untuk injeksi, baik dari reservoir itu sendiri maupun dari tempat lain.
2.
Fluid level masih tinggi
Pada proses gas lift, pengangkatan fluida didasarkan pada salah satu cara sebagai berikut : 1.
Pengurangan gradient fluida
2.
Pengembangan dari pada gas yang diinjeksikan
3.
Pendorongan fluida oleh gas
3.1.1 Sumur Gas Lift Menurut Penginjeksiannya
a. Continuous Gas Lift Dalam metode ini, gas diinjeksikan secara terus menerus ke dalam titik injeksi pada kedalaman tertentu, sehingga terjadi pencampuran antara gas yang diinjeksikan, dengan fluida sumur di dalam
tubing.
Dasar
operasi
Continuous
Gas
Lift
adalah
kesetimbangan tekanan alir antara Pwf dan tekanan yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida sampai permukaan.
Pwf = Pwh + Gfa (L) + Gfb (D – L)
Dimana : Pwf : Tekanan alir dasar sumur (psi) Pwf : Tekanan kepala sumur (psi) Gfa : Gradien tekanan alir di atas titik injeksi (psi/ft) Gfb : Gradien tekanan alir di bawah titik injeksi (psi/ft) L
: Kedalaman titik injeksi (ft)
D
: Kedalaman total sumur (ft)
Continuous gas lift digunakan pada sumur yang mempunyai PI (Productivity Index) dan Pwf besar, serta kolom fluida di dalam sumur minimal 10 % dari kedalaman total sumur. 12
b. Intermitten Gas Lift Digunakan pada sumur yang mempunyai Pwf dan PI rendah atau salah satunya rendah. Dalam system ini produksi dilakukan secara terputus-putus. Dalam system intermitten, fluida dibiarkan terakumulasi dan bertambah di dalam tubing pada dasar sumur, selama proses penutupan sumur. Secara periodic , gelembung besar dari gas injeksi brtekanan tinggi, diinjeksikan dengan cepat kedalam tubing di bawah kolom fluida dan kolom fluida akan terdorong ke permukaan. Frekuensi penutupan atau shut-in intermitten, ditentukan oleh jumlah waktu yang diperlukan oleh liquid masuk kedalam tubing.
3.1.2 Sumur Gas Lift Berdasarkan Instalasinya
Berdasarkan instalasinya maka sumur gas lift dibedakan menjadi tiga yaitu: a.
Open installation
b.
Semi closed installation
c.
Closed installation a. Open installation Adalah instalasi sumur gas lift dimana instalasi tersebut tidak dilengkapi dengan packer dan standing valve, sehingga tekanan injeksi akan berpengaruh langsung terhadap formasi. Instalasi jenis ini umumnya digunakan pada sumur gas lift dengan system injeksi yang continuous flow. b. Semi closed installation Adalah instalasi sumur gas lift yang instalasinya telah dilengkapi dengan packer, tetapi tanpa check valve, instalasi ini umumnya digunakan untuk sumur gas lift dengan system gas injeksi yang continuous maupun yang intermittent flow
13
Adapun fungsi packer pada instalasi ini adalah : o
Menghilangkan pengaruh tekanan langsung dari gas injeksi terhadap formasi
o
Pada saat gas injeksi ditutup karena alas an tertentu cairan dari formasi tidak mengisi kolom cairan.
c. Closed installation Adalah instalasi sumur gas lift yang telah dilengkapi packer dan check valve pada rangkaian tubing di bawah operating gas lift valve. Instalasi ini akan efektif bila digunakan untuk sumur gas lift dengan system injeksi yang intermittent flow. Adapun fungsi check adalah untuk menahan tekanan balik dari kolom fluida apabila tekanan tersebut lebih besar dari tekanan dasar sumur.
3.1.3
Sumur Gas Lift Menurut aliran Produksinya
Tubing Flow Pada keadaan normal atau
standar, gas diinjeksikan melalui
casing dan laju alir produksi dari dasar sumur ke permukaan melalui tubing. Pemeliharaan ini berlaku apabila laju alir produksi dari sumur tersebut masih dalam range diameter tubing yang tersedia dilapangan tersebut.
Casing Flow Apabila laju alir produksi lebih besar dari batasan diameter tubing yang ada, maka sumur diproduksikan dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke dalam tubing, sedangkan laju alir produksi dari dasar sumur ke permukaan mengalir melalui casing (annulus).
3.2
Mekanika Katup Sembur Buatan
Pada operasi sumur sembur alam, peralatan utama yang menentukan jumah gas yang masuk dari annulus ke dalam tubing adalah katup sembur buatan. Katup ini membuka dan menutup secara mekanis dan operasinya dipengaruhinya oleh tekanan injeksi gas, tekanan tubing, tekanan dome, dan geometri peralatan
14
dalam katup. Pembukaan dan penutupan harus dilakukan seteliti mungkin, terutama untuk katup-katup unloading. Sehingga secara keseluruhan akan dapat dihasilkan operasi sembur buatan yang berhasil. Urutan proses unloading dapat dilihat pada gambar di bawah ini : Pada gambar menunjukan proses unloading dari katup sembur buatan kontinyu yang dilengkapi dengan 4 buah katup. Fungsi katup-katup tersebut adala h a.
Katup unloading, yang berfungsi sebagai jalan masuk gas dari annulus ke
tubing, untuk mendorong cairan yang semula digunakan untuk mematikan sumur. b.
Katup operasi, yang berfungsi sebagai jalan masukk gas dari annulus ke
tubing, untuk mendorong fluida reservoir kepermukaan. c.
Katup tambahan (kalau ada), yang berfungsi bagai katup operasi apabila
tekanan static turun. Pada tahap pertama, injeksi gas akan mengaktifkan katup-katup unloading Sehingga cairan untuk mematikan sumur terangkat ke permukaan dan permukaan cairan dalam annulus akan turun. Pada tahap selanjutnya, setelah semua katup unloading secara bergantian terbuka, permukaan cairan dalam annulus akan mencapai katup operasi. Katup oprasi akan terbuka selama injeksi dan gas injeksi akan masuk ke dalam tubing secara kontinyu. Hal ini dapat terjadi apabila tekanan injeksi gas (dalam annulus) lebih besar dari tekanan aliran dalam tubing. Oleh karena itu, letak katup operasi ditempatkan pada suatu kedalaman, sehingga tekanan aliran dalam tubing lebih kecil dari tekanan injeksi gas di annulus. Penempatan katup operasi ini ditentukan dari titik keseimbangan yaitu titik dimana tekanan aliran di tubing sama dengan tekanan injeksi gas di annulus, setelah dikurangi dengan tekanan diferensial sebesar 50-100 psi
3.3
Peralatan Gas Lift
3.3.1
Peralatan Gas Lift di Bawah Permukaan
Peralatan bawah permukaan metode gas lift tidak jauh berbeda dengan
peralatan
pada
sumur
15
sembur
alam,
hanya
saja
yang
membedakan hanyalah diperlukannya valve-valve gas lift. Peralatan bawah permukaan diantaranya: a.
Gas Lift Valve Katup ini akan membuka dan menutup secara mekanis dan operasinya dipengaruhi oleh tekanan injeksi gas, tekanan tubing, tekanan dome dan geometri peralatan dalam katup. Secara umum prinsip kerja katup gas lift ini adalah elemen yang merupakan alat pengontrol untuk membuka dan menutup valve yang disebut bellow. Jika tekanan tubing lebih besar dari pada tekanan bellow akan tertekan ke atas dan stem akan ditahan diatas oleh pegas (spring) sehingga valve terbuka.
b.
Dummy Valve Merupakan valve-valve yang dipasang pada mandrel-mandrel sebagaii tempat duduk gas lift kelak yang ada di dalam tubing dan digunakan sebagai pengganti gas lift valve ketika belum terpasang.
c.
Mandrel Merupakan suatu bagian dari rangkaian pipa produksi yang setiap satu valve, memerlukan satu mandrel. Mandrel dapat dibedakan menjadi dua macam yaitu conventional mandrel dan slide pocket mandrel
d.
Check Valve Dipasang pada instalasi intermittent flow gas lift yang berfungsi sebagai penahan fluida yang telah masuk ke dalam tubing agar tidak kembali lagi ke formasi pada saat injeksi dihentikan.
Berdasarkan pemasangannya, gas lift valve dapat pula dibedakan menjadi dua macam, yaitu : a. Conventional gas lift valve, merupakan valve yang dipasang bersamasama dengan tubing dan tidak dapat diambil tanpa menggunakan tubing. b. Retrivable gas lift valve, merupakan valve yang dipasang dengan menggunakan metode wire line
16
3.3.2 Peralatan Gas Lift di Atas Permukaan
Peralatan di atas permukaan adalah semua peralatan yang diperlukan untuk proses injeksi gas ke dalam sumur yang terletak di permukaan, peralatan tersebut adalah sebagai berikut : a.
Well Head Well head sebenarnya bukan alat khusus pada operasi gas lift, tetapi juga digunakan pada metode sembur alam, well head digunakan sebagai tempat menggantungnya tubing dan casing, di samping itu juga sebagai tempat dudukan chrismas tree.
b.
Gas Lift Chrismas Tree Berfungsi untuk mengatur laju produksi minyak, mengontrol tekanan reservoir dan untuk mengatur jumlah gas serta tekanan gas yang masuk ke dalam sumur.
c.
Gas Compressor Berfungsi untuk pembuatan gas bertekanan tinggi yang nantinya akan digunakan untuk penginjeksian gas pada sumur-sumur gas lift. Gas bertekanan tinggi tersebut berasal dari gas-gas bertekanan rendah yang terikut produksi pada saat memproduksi minyak (gas solution) dan sebagai pemisah dari separator. Gas yang dihasilkan biasanya bertekanan rendah, oleh karena itu diperlukan kompresor untuk menaikkan tekanan gas dan kemudian diinjeksikan ke dalam sumur.
d.
Stasiun Distribusi 1.
Stasiun Distribusi Langsung
Pada system ini gas dari compressor disalurkan langsung menuju sumur – sumur produksi. Kelemahan system ini yaitu bila kebutuhan gas untuk masing-masing sumur tidak sama sehingga kurang efisien. 2.
Stasiun Distribusi Langsung dengan Pipa Induk
System ini lebih ekonomis karena panjang pipa dapat diperpendek. Karena stasiun satu dengan stasiun yang lainnya, maka bila salah satu
17
stasiun sedang dilakukan penginjeksian gas, maka sumur yang lain terpengaruh.
e. Peralatan Pengontrol 1.
Choke dan Regulator
Choke adalah alat yang digunakan
untuk mengatur jumlah yang
diinjksikan, sehingga dalam waktu tertentu (saat valve terbuka) gas tersebut dapat mencapai harga tekanan yang dibutuhkan. Choke control dilengkapi pula dengan regulator yang berfungsi untuk membatasi jumlah gas yang dibutuhkan. Bila gas injeksi cukup maka regulator akan menutup.
2.
Time Cycle Control
Alat ini digunakan untuk mengontrol laju alir gas injeksi dalam intermittent gas lift untuk interval waktu tertentu. Time cycle control dapat diatur sesuai dengan yang diinginkan.
3.4
Perencanaan Pengangkatan Buatan Dengan Metode Gas Lift.
Perencanaan instalasi gas lift yang umum berdasarkan prinsip2 : 1. Valve sebagai titik injeksi atau biasa disebut Operating Valve harus diletakkan sedalam mungkin sesuai; a) Tekanan injeksi gas yang tersedia b) Rate gas dan produksi minyak / liquid yang diinginkan 2. Valve-valve yang bertindak sebagai unloading ; a) hanya merupakan sarana menuju ke operating valve. b) unloading valve dalam keadaan normal harus selalu tertutup. c) hanya satu valve saja yang terbuka yakni Operating Valve. d) semua valve di set di permukaan pada temperatur 60 oF e) tekanan setting dikoreksi terhadap temperature didalam sumur.
18
f) valve-valve tersebut akan berurutan tertutup mulai dari yang paling atas dan
terus
kebawah
selama
gas
diinjeksikan menuju ke
Operating Valve. g) hanya ada 1 (satu) valve terbuka sebagai titik injeksi. 3. Operating valve harus yang paling dalam. Hal-hal yang harus ditentukan terlebih dahulu sebelum melakukan perencanaan gas lift adalah menentukan caa gas lift mana yang akan dilakukan, continous atau intermittent gas lift. Untuk itu perlu ditinjau : 1.
Produktivitas sumur (PI)
2.
Tekanan statis dasar sumur (SBHP)
Batasan-batasan secara relative yang sering digunakan untuk :
PI besar adalah apabila PI > 0,5
PI kecil adalah apabila PI < 0,5
SBHP besar apabila SBHP akivalen 70% ketinggian kolom fluida
SBHP kecil apabila ekivalen 40% ketinggian kolom fluida.
Valve yang dipasang pada tubing, antara satu dengan yang lainnya mempunyai jarak tertentu dan letak dari pada valve dipengaruhi oleh : 1. Tekanan gas yang tersedia untuk proses unloading. 2. Gradient fluida dalam sumur pada saat unloading. 3. Inflow performance sumur pada saat unloading. 4. Fluida level dalam casing. 5. Tekanan dasar sumur dan karakteristik produksi sumur.
3.5
Setting Gas Lift Valve
Sebelum diset ke dalam sumur, gas lift valve dikondisikan suhunya hingga mencapai ± 15oC. Hal ini karena suhu Nitrogen dalam valve harus dingin, agar tidak antisipasi gterhadap perubahan suhu saat dimasukkan ke sumur yang memiliki suhu tinggi. Gas lift valve dimasukkan ke dalam test bent untuk selanjutnya dimasukkan dalam water bath untuk mendinginkannya. Setelah
19
beberapa jam, gas lift valve dalam test bent tersebut akan dingin hingga 15 oC dan diangkat untuk selanjutnya ke eiger untuk diberi tekanan sesuai program
Tekanan yang diberikan kurang lebih 2000-2500 psi atau maksimalnya 3000 psi. contoh alat dari gas lift valve dapat di lihat pada Gambar 3.1
Gambar 3.1 Gas Lift Valve
3.6
Prinsip Kerja
Dalam prosesnya, cairan yang berada di dalam annulus akan ditekan oleh gas injeksi, Pada saat itu juga valve akan membuka sehingga gas akan masuk ke dalam tubing, maka densitiy (kepadatan) minyak akan menurun yang menyebabkan garadient tekanan kecil, sehingga minyak dapat dengan mudah diangkat ke atas permukaan. Metode sembur buatan memiliki banyak pilihan, pemilihan sembur buatan memiliki kriteria masing-masing. Dalam pemilihan metode yang akan digunakan, banyak faktor yang perlu dipertimbangkan, selain kriteria sumur yang akan diproduksi perlu juga diperhatikan faktor ekonomi yang menyangkut nilai ekonomis dari pengguaanya. Hal tersebut sangat penting karena menyangkut biaya yang akan dikeluarkan saat menggunakan pengangkatan buatan, sehingga
20
penekanan biaya perlu diperhitungkan agar hasil yang didapatkan sesuai dengan harapan. Pada Ruang setting ini, maka gas lift valve akan di setting sesuai dengan tekanan yang sudah di tentukan . Dilihat pada Gambar 3.2
Gambar 3.2 Setting Gas Lift Valve Ada 2 macam tipe penempatan gas lift valve yaitu konventional dan retrievable gas lift mandrel. Dimana keduanya memiliki peran yang sama. Dapat di lihat pada Gambar 3.3
Gambar 3.3 Gas Lift Mandrel 21
Untuk memasang retrievable gas lift valve di permukaan, menggunakan spanger jar dan dibantu oleh dudukan ragum untuk dapat memasukkan valve. Namun jika memasang valvenya di dalam sumur, digunakan alat kick over tool yang memiliki rongga panjang. Gas lift retrievable dipasang pada alat Side Pocket Mandrel dengan menggunakan bantuan jar, dipasang di dalam tubing dimana di dalam Side Pocket Mandrel terdapat alur arah menuju tempat bersandarnya gas lift valve, sehingga tidak akan meleset dan terpasang tepat pada tempatnya.
3.7
Keuntungan dan Kerugian Sumur Gas Lift
1. Keuntungan Sumur Gas Lift a. Biaya peralatan dan perawatan yang lebih murah dibandingkan dengan metode pengankatan buatan lainnya. b. System dapat didesign untuk berbagai laju aliran c. Dapat dipakai pada seluruh kondisi jenis sumur (sumur tegak, miring, mupun dalam) d. Flexibilitas tinggi e. Waktu opersi panjang karena tidak ada alat yang bergerak f.
Biaya operasi rendah
g. Laju produksi dapat dikontrol dipermukaan.
2. Kerugian Sumur Gas Lift a) Investasi awal cukup besar, terutama bila harus m emakai kompresor b) Bila gas yang dipakai bersifat korosif, maka dibutuhkan unit penetral c) Sukar dioperasikan apabila permuaan cairan di dalam tubing sudah rendah d) Pada dual completion dengan jarak zona yang jauh dan diameter casing kecil e) Harus terdapat gas yang mencukupi.
22
BAB IV PEMBAHASAN
Pada workshop ESP dan Gas lift terdapat peralatan-peralatan yang digunakan dalam pengoperasian kedua metode artificial lift tersebut. Pada lapangan prabumulih sendiri terdapat alat gas lift konventional mandrel ,dimana tetak gas lift berada di luar tubing. Memilih menerapkan Metode gas lift, karena gas lift memiliki tingkat fleksibelitas yang lebih tinggi, dan dapat mengakomodasi factor kesalahan desain meski suatu system gas lift yang di desain secara kurang baik pada umumnya masih dapat menggangkat fluida dari dalam sumur ke atas permukaan. Selain peralatan, di workshop terdapat ruang setting untuk gas lift valve. Ruangan ini berfungsi sebagai tempat untuk melakukan pengaturan pada gas lift valve untuk disesuaikan dengan program gas lift yang telah direncanakan. Tahaptahap dari setting gas lift valve yaitu tahap pertamaTest Bend, yaitu mensuplai nitrogen ke gas lift valve dan mengeset tekanan di Dome. Tahap kedua, Gas lift valve dimasukkan ke Water Bath, yaitu berfungsi untuk menjaga suhu agar tetap 150 C agar nitrogen tetap stabil atau tidak berubah. Waktu perendaman sekitas 1530 menit. Tahap ketiga, test bend diset untuk mencapai tekanan yang sesuai dengan program. Tahap terakhir yaitu Gas lift valve diletakkan ke Eager. Eager adalah alat yang berfungsi untuk ketahanan gas lift valve terhadap tekanan luar untuk mempersiapkan ketahanan gas lift valve terhadap kill fluid dan tekanan formasi. Untuk Pengaplikasian Gas lift ke sumur-sumur di lapangan prabumulih dapat berdasarkan tipe penginjeksiannya dan di lapangan prabumulih itu sendiri ada yang menggunakan tipe penginjeksian dengan continuous gas lift dan ada yang menggunakan intermiten gas lift. karena biasanya bila menerapkan continuous dengan injeksi terus menerus, ada juga reservoir yang tingkat natural flownya
masih
lumayan
besar
untuk
23
dapat
mengangkat
fluida
ke
permukaan.sehingga kebanyakan lapangan menerapkan penginjeksian secara intermiten gas lift. Kerusakan yang dapat terjadi pada gas lift valve adalah bisa karena Seal yang sudah tidak bagus dan dapat mengakibatkan bocor di tempat pengisian nitrogen, kebocoran karena air killing yang kotor, dan pada saat operasi pemasangan gas lift valve di well dapat rusak / patah karena kunci. Metode
pengangkatan
Buatan
ini
memiliki
syarat
utama
dalam
pengoperasian gas lift pada sumur. Syarat utamanya tersedianya gas yang memadai untuk injeksi dari reservoir itu sendiri atau dari tempat lain.dan gas jaringan bisa di ketahui dari hasil desain untuk mengetahui seberapa gas jaringan dari setiap SP. Pada PMB-034 yang meruapakan sumur dengan teknik pengangkatan buatan gas lift, sumur tersebut telah di lakukan proses EMR(Electric Memory Recorder), sumur gas lift bisa di lakukan EMR untuk mengetahui karakteristik Reservoir dan untuk mengetahui Tekanan dan Temperature pada Bottom Hole. Karena pada sumur SRP / ESP tidak dapat menggunakan EMR tetapi bisa menggunakan sonolog.
24
BAB V KESIMPULAN
Dari pembahasan yang telah diuraikan dalam Laporan Kerja Praktek di PT Pertamina EP Asset 2 Field Prabumulih ini, dapat kami tarik kesimpulan sebagai berikut: 1. PT Pertamina EP Asset 2 Prabumulih Field menggunakan 2 (dua) metode pengangkatan yaitu natural flow dan pengangkatan buatan. Pengangkatan buatan yang diterapkan adalah dengan menggunakan ESP, SRP, HPU dan Gas Lift. 2. Pada Lapangan-lapangan di Prabumulih Barat banyak menggunakan artificial lift dengan metode gas lift dikarenakan tersedianya sumber gas yang cukup. 3. Untuk di lapangan prabumulih telah tersedia alat untuk gas lift dengan menggunakan Konventional Gas lift,dimana gas lift valve berada di luar tubing. 4. Installasi Gas Lift Prabumulih Field ini, biasanya menggunakan Packer. Dimana packer ini dapat menghilangkan pengaruh tekanan langsung dari gas injeksi terhadap formasi. 5. Pada
lapangan
PMB-34
yang
merupakan
sumur
dengan
teknik
pengangkatan buatan gas lift, sumur tersebut telah di lakukan proses EMR(Electric Memory Recorder), sumur gas lift bisa di lakukan EMR untuk mengetahui karakteristik Reservoir dan untuk mengetahui Tekanan dan Temperature pada Bottom Hole.
25
