Dasar Teknik Produksi Operasi Work Over dan Well Service Swabbing Job Perforation Job Zoba Isolation Remedial Cementing Problem Kepasiran Pencegahan dan Penanggulangan Kepasiran Wireline Wireline Unit Service Tool dan Coiled Tubing Stimulasi ( Acidizing dan Hydraulic Fracturing)
Jenis kerja yang dilakukan well service diantaranya memperbaiki kerusakan peralatan produksi, mengganti unit Artificial Lift.
Perforating KUPL Cementing Zone Testing Revise Completion Stimulation Light work over (Well Service)
Recondition Pump Adjust Flow regulator Pump Change
Size Up Size Down
Well Surveillance
Facility Engineering & Prod Operation To GS
Teknik Produksi berhubungan dengan bagaimana cara memproduksikan fluida dari reservoir ke permukaan. Mencakup : Mencakup : • Penentuan dan analisa kemampuan produksi sumur. sumur. • Penentuan jenis “Artificial Lift Method” atau Metode pengangkatan Buatan. • Peningkatan produksi dari sumur Workover/Wellservice, Stimulasi, etc. Workover/Wellservice,
g n n o i r i t e c e u n d i o g r n P E
Reservoir Reserv oir
“indeks yang digunakan utk menyatakan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, pada kondisi tertentu” tertentu”
Well mempunyai PI = 1 bbl/day/psi artinya : “Well ini mampu memproduksikan fluid 1 bbl/day jika terdapat perbedaan sebesar 1 psi antara pressure pressure di reservoir dengan pressure pressure di dalam lubang sumur”
Kermitz E. Brown (1967) telah (1967) telah mencoba memberikan memberikan batasan terhadap besarnya produktivitas sumur, yaitu : •
•
•
PI rendah jika kurang dari 0.5 PI sedang jika antara 0.5 sampai 1.5 PI tinggi jika lebih dari 1.5
IPR = Inflow Performance Relationship “Kurva IPR adalah kurva yang menyatakan hubungan antara tekanan alir di bawah sumur (Pwf) dan laju alir (Q)”
“Hubungan ini menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk mengangkat / mengalirkan fluida dari formasi ke permukaan”
Ada banyak cara untuk menentukan IPR Curve, salah satunya adalah dengan menggunakan persamaan PI :
Q = PI (Pr – Pwf) Sehingga : Pwf = = Pr – (Q (Q /PI)
IPR satu Fasa
Untuk kondisi transient
Untuk Kondisi Semi Steady State
Untuk Kondisi Steady State
Kondisi stedy state (kondisi mantap) terjadi jika tekanan disetiap titik di reservoir tidak berubah terhadap waktu
- Tekanan Reservoir dibawah Bubble Point Pressure (Pr < Pb) – 2 2 fasa (gas + oil) - Tidak terjadi kerusakan formasi (S = 0)
Persamaan Standing Persamaan Sukarno aliran 2 fasa
p pwf 141.2
q B
10.06 A 3 s 0.5 ln 2 kh C A r w 4
Pwf 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
Persamaan Wiggins aliran 3 fasa ◦
Persamaan IPR – Fasa Minyak
◦
Persamaan IPR – Fasa Air
Sumur
Production 1
Qo Qo m ax
100
Qom ax
Pwf test (psia ) 2496.45
Q test (bbl /day ) 100
P wf P wf 0.8 1 0.2 P r P r
P-res (psia )
3094.94
2
2
2496.45 2496.45 1 0.2 0 . 8 Qomaks 314.3045339 bbl / d 3094.94 3094.94
Natural Flow Artificial Lift Secondary Recovery Tertiary Recovery
Gas lift adalah suatu usaha pengangkatan fluida sumur dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi (minimal 250 psi) sebagai media pengangkat ke dalam kolom fluida melalui valve-valve yang dipasang pada tubing dengan kedalaman dan spasi tertentu. Syarat-syarat suatu sumur yang harus dipenuhi agar dapat diterapkan metoda gas lift antara lain :
Tersedianya gas yang memadai untuk injeksi, baik dari reservoir itu sendiri maupun dari tempat lain.
Tidak Produksi Gas Injeksi
Permukaan Fluida Produksi
PI rendah Pr rendah
?
Continuous gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terus menerus ke dalam annulus melalui valve yang dipasang pada tubing, maka gas akan masuk ke dalam tubing.
Intermittent gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terputus-putus pada selang waktu tertentu, sehingga dengan demikian injeksi gas merupakan suatu siklus dan diatur sesuai dengan laju fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur.
Tidak Produksi Gas Injeksi
Permukaan Fluida Produksi
PI rendah Pr rendah
• Injeksi gas dihentikan • Fluida reservoir akan mengalir dari reservoir ke tubing • Permukaan fluida mencapai panjang kolom tertentu, yang ekivalen dengan tekanan statik sumur • Gas diinjeksikan dan akan mendorong kolom fluida ke permukaan • Injeksi Gas berfungsi sebagai pendorong kolom fluida dalam tubing
Gas Injeksi
Fluida Produksi Permukaan Fluida Produksi
PI rendah Pr rendah
• seluruh kolom fluida dalam tubing akan terdorong ke permukaan dan mengalir ke separator • setelah fluida sampai di permukaan, injeksi gas dihentikan dan fluida reservoir kembali mengalir ke dalam tubing sampai mencapai kedalaman tertentu • siklus diulang kembali
PI
BHP
Sistem Injeksi
Tinggi
Tinggi
Continuous Continu ous
Tinggi Tinggi
Rendah
Intermittent
Rendah
Tinggi
Intermittent
Rendah
Rendah
Intermittent
PI tinggi : 0.5 BBL/hari/psi PI rendah : 0.5 BBL/hari/psi BHP tinggi : artinya dapat mengangkat kolom cairan minimum 70% dari kedalaman sumur. BHP rendah : kolom cairan yang terangkat kurang dari 70% dari kedalaman
Prinsip kerja Electric submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk ke dalam impeller pompa menuju poros pompa, dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar ke luar..
Pompa Sucker Rod Prinsip kerja dari pompa sucker rod dapat dijelaskan sebagai berikut : Gerak rotasi dari prime mover diubah menjadi gerak naik turun oleh pumping unit terutama oleh sistem pitman crank assembly. Kemudian gerak angguk (naik turun) ini oleh horse head dijadikan gerak lurus naik turun untuk menggerakkan plunger. plunger. Instalasi pumping unit di permukaan dihubungkan dengan pompa yang ada dalam sumur oleh sucker rod sehingga gerak lurus naik turun dari horse head dipindahkan ke plunger pompa dan plunger bergerak naik turun dalam barrel pompa. Pada saat up-stroke, plunger bergerak ke atas, di bawah plunger terjadi penurunan tekanan. Karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan dalam pompa maka akibatnya standing valve terbuka dan minyak masuk ke dalam pompa. Pada saat down-stroke, standing valve tertutup karena tekanan dari minyak dalam barrel pompa, sedangkan pada bagian bagian atasnya, yaitu traveling valve terbuka oleh tekanan minyak akibat dari turunnya plunger, selanjutnya minyak akan masuk ke dalam tubing.
Bottom Hole completion
Tubing completion
Tipe Komplesi berdasarkan: - Konfigurasi antara formasi produktif dengan formasi bagian atas da bawahnya - Tekanan Formasi - Metode Produksi
Peralatan pada formation completion dibedakan menjadi tiga :
open
hole completion perforated casing completion sand exclution type completion
casing dipasang sampai puncak formasi produktif yang tidak tertutup secara mekanis, sehingga aliran fluida reservoar dapat langsung masuk ke dalam lubang sumur tanpa halangan
Casing produksi dipasang menembus formasi produktif, disemen kemudian diperforasi pada interval yang diinginkan
Metode ini dipakai untuk mencegah terproduksinya terproduksinya pasir dari formasi produktif yang kurang kompak. Metode yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran ialah liner completion dan gravel-pack completion.
a.
Perforated-liner Completion
b.
Screen Liner Completion
Komplesi ini digunakan bila beberapa zona produktif yang ingin diproduksi secara bersamaan melalui tubing yang berbeda. Komplesi ini memerlukan beberapa packer.
Sonolog
:
“SFL & WFL digunakan untuk menghitung menghitung Reservoir Pressure (Pr) & Flowing bottom hole Pressure (Pwf)”
Sonolog :
Dimana :
Dik :
5964 BFPD/439 BOPD/93% WC.
SFL = 868 ft dan WFL = 2051 ft.
Perforation Depth = 4500 ft
SGoil = 0.86 & SGwater = 1.02
Berapakah kemampuan laju alir maksimum (Qmax) ?
1.
Kumpulkan data : Q, WC, Perfo Depth (h), SFL, WFL, SGoil, & SGwater
2.
Hitung SGfluid : SGfluid
= (1 – WC)*SGoil WC)*SGoil + WC*SGwater = (1 – 0.93)*0.86 0.93)*0.86 + 0.93*1.02 = 1.01
3.
Hitung Gradient Fluida (psi/ft) : Gradient Fluid
= 0.433 x Sgfluid = 0.433 x 1.01
4.
= 0.437 psi/ft
Hitung Pr dan Pwf : Pr
= (h-SFL) * gradient fluid = (4500 – 868) * 0.437
Pwf
= (h-WFL) * gradient fluid = (4500 – 2051) * 0.437
5.
= 1070 psi
Hitung Productivity Index (PI) : PI
= Q / (Pr – Pwf) Pwf) = 5964 / (1588 – 1070)
6.
= 1588 psi
= 11.5 BPD/psi
Hitung Q max yang dapat diproduksikan oleh KB#085 well (Pwf = 0 psi): Qmax
= PI x (Pr – 0) 0) = 11.5 x (1588 – 0) 0)
= 18,283 BFPD
- Cut Type packers dimana seal berbentuk cup yang bisa menahan tekanan da ri 1 arah atau 2 arah bersamaan.
Tension packer (slip/jay – slot slot combination)
Packer yang diset dengan tension, tubing ditarik dan akan menyebabkan rubber packing mengembang / pack off terhadap casing
Solid – head compression packer
Packer yang diset dengan kompressi, tubing ditekan dengan besaran tertentu yang akan menyebabkan rubber packing mengembang / pack off terhadap casing.
-
Mekanik Hydraulik Permanent
memberikan beban rangkaian tubing pada packer. Beban yang diterima packer menyebabkan slip menggigit dinding casing dan beban selanjutnya mengembangkan karet packer hingga menyekat annulus diatas packer dan dibawah packer. packer. Slip yang menggigit dinding casing melindungi melindungi packer agar tidak bergerak bergerak kebawah sewaktu memperoleh beban dari rangkaian
Packer Hidrolik
Hydraulic set packer disekatkan dengan cara memberikan tekanan hidraulik untuk menekan penyekat Begitu disekat, packer terkunci te rkunci oleh tekanan yang terperangkap disekitarnya atau pengunci mekanis. Packer tersebut dapat dilepas dil epas dengan mengangkat tubing disertai dengan memutarnya searah jarum jam.
Packer permanen
Alat ini dapat disekatkan dengan berbagai cara yaitu: dengan bantuan electric wireline, drill pipe ataupun tubing. Slip-slip yang saling berlawanan terletak diatas dan dibawah dari karet (packing) untuk menahan packer pada kedudukannya yang benar. benar. Setelah posisi terpasang packer ini tak akan bergeser bergeser dari kedudukannya. kedudukannya.
Permanent Packer yaitu packer merupakan bagian di antara casing dan tubing, tubing mudah di angkat Retrievable Packer adalah packer bagian dari tubing string, dengan slip tubing akan melekat ke casing selama packer belum terlepas
Packer mandrel adalah badan utama packers Seal Element adalah Bagian yang menyekat Slips komponen mekanis packer dengan bentuk gigi gerigi yang menyentuh ID casing dan mencegah gerakan packer J slot adalah permukaan bergerigi dengan bentuk J yang mengontrol gerakan slips Cone adalah silinder tersusun pada bahan packer di mana slip akan a kan masuk untuk menekan gerigi pada dinding casing
