OPTIMASI SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT BERDASARKAN BERDASARKAN FORMATION COMPLETION COMPLETION PADA LAPANGAN “X”
PROPOSAL SKRIPSI
Oleh: ATHAURROHMAN ALFAINA SHIDIQ 113130070/TM
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA 2017
i
OPTIMASI SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT BERDASARKAN FORMATION COMPLETION PADA LAPANGAN “X”
PROPOSAL SKRIPSI
Diajukan sebagai salah satu syarat meraih gelar Sarjana Teknik di Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral di Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
Oleh: ATHAURROHMAN ALFAINA SHIDIQ 113130070/TM
JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA 2017
ii
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT, karena atas rahmat dan hidayah-Nyalah saya selaku penulis dapat menyelesaikan Proposal Skripsi ini. Skripsi ini berjudul: OPTIMASI SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT BERDASARKAN FORMATION COMPLETION PADA
LAPANGAN “X”
Proposal ini disusun untuk memberikan gambaran mengenai latar belakang, tujuan dan materi yang akan dibahas di dalam penyusunan Skripsi di Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral UPN “Veteran” Yogyakarta. Pada kesempatan ini penulis ingin mengucapkan terimakasih kepada: 1. Prof. Dr. Ir. Sari Bahagiarti K, M.Sc., selaku Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. 2. Dr. Ir. Suharsono, MT., selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. 3. Dr. Ir. Drs. H. Herianto, MT. selaku Ketua Jurusan Teknik Perminyakan, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta . 4. Dr. Ir. H. Harry Budiharjo S., MT. selaku Dosen Pembimbing I. 5. Ir. H. Anas Puji Santoso, MT. selaku Dosen Pembimbing II. 6. Ir. Bambang Bintarto, MT. selaku Dosen Wali. 7. Rekan – rekan mahasiswa dan semua pihak yang sudah ikut membantu dalam memberikan saran dan tambahan pada penulisan Skripsi ini sehingga semuanya dapat terselesaikan dengan baik. Suatu kebahagiaan tersendiri bagi saya sebagai penulis apabila nantinya Skripsi ini dapat berguna bagi semua pihak yang membutuhkannya dikemudian hari. Terima kasih. Yogyakarta, September 2017
Athaurrohman Alfaina Shidiq
iv
I.
LATAR BELAKANG
Pengangkatan produksi minyak secara buatan ( Artificial Lift ) diperlukan apabila sumur sudah tidak mampu lagi mendorong minyak sampai ke permukaan. Hal ini dikarenakan tekanan reservoir yang menurun, meningkatnya produksi air serta turunnya pressure drawdown seiring sumur d iproduksikan. Salah satu metode artificial lift yang dapat digunakan adalah gas lift. Gas lift merupakan metode yang
umum digunakan apabila terdapat sumber gas alam sebagai suplai gas injeksi. Metode gas lift memiliki keuntungan dibandingkan dengan metode pompa, jika sumur terdapat problem produksi pasir dan sumur produksi yang dalam. Gas Lift dilaksanakan dengan cara menginjeksikan gas ke dalam sumur baik itu secara terus menerus maupun berkala untuk membantu mengalirkan fluida dari sumur hingga ke permukaan. Terdapat dua jenis gas lift system yaitu continuous flow gas lift dan intermittent flow gas lift . Pada kasus yang akan dibahas dalam proposal ini, metode gas lift yang digunakan yaitu metode continuous flow gas lift . Keuntungan metode continuous gas lift dapat memproduksikan lebih banyak dibandingkan metode intermittent gas lift .
Selama proses produksi, performa sumur Gas lift harus terus dipertahankan agar memperoleh laju produksi minyak yang optimum. Namun seir ing berjalannya waktu, performa sumur gas lift akan turun sehingga laju produksi minyak juga akan turun. Penurunan laju produksi ini dapat disebabkan oleh kondisi formation completion dan parameter desain gas lift yang sudah tidak optimal lagi. Sehingga
perlu dilakukan evaluasi ulang terhadap densitas perforasi dan parameter desain gas lift berupa kedalaman titik injeksi serta laju injeksi gas dan GLR injeksi gas.
Selanjutnya pelaksanaan optimasi terhadap kedalaman titik injeksi serta laju injeksi serta GLR injeksi diperlukan guna mendapatkan harga yang optimum. Hasil akhir yang diharapkan pada sumur gas lift kajian adalah adanya peningkatan performa sumur yang ditandai dengan naiknya laju produksi minyak serta dapat ditentukan laju produksi optimum sumur gas lift tersebut.
II. MAKSUD DAN TUJUAN
Maksud dari penulisan skripsi ini yaitu meningkatkan Performa sumur
1
Continuous Gas lift pada lapangan “X” untuk mendapatkan laju produksi minyak
yang optimum. Tujuan dari penelitian ini diharapkan dapat memberikan usulan mengenai desain gas lift yang sesuai dengan kondisi Formation Completion sehingga dapat meningkatkan performa Sumur Continuous Gas lift untuk mendapatkan laju produksi minyak yang optimum.
III. METODOLOGI
Penyusunan skripsi ini menggunakan metode perhitungan Continuous Gas lift dan perhitungan Formation Completion untuk mencapai laju produksi minyak
yang optimum.
IV. HASIL YANG DIHARAPKAN
Hasil yang diharapkan dari penelitian ini adalah dapat mengoptimalkan produksi sumur Continuous Gas lift pada Lapangan “X” sehingga dapat meningkatkan produksi minyak dengan batasannya adalah kemampuan produksi formasi yang ditunjukkan oleh IPR sumur yang dianalisa.
V. LANDASAN TEORI Gas lift merupakan suatu proses pengangkatan fluida sumur ke permukaan
dengan cara menginjeksikan gas melalui annulus tubing-casing pada kondisi (tekanan dan temperatur) tertentu. Tujuan utama suatu sumur dilakukan injeksi Gas adalah untuk mendapatkan laju produksi yang sesuai dengan yang diharapkan melalui penurunan gradien tekanan alir fluida dalam tubing. Metode Gas lift terbagi atas dua, yaitu Continuous Gas lift dan Intermittent Gas lift . Metode Continuous Gas lift dilaksankan dengan cara menginjeksikan volume gas bertekanan tinggi
secara kontinyu ke dalam fluida dalam tubing sehingga menurunkan harga tekanan alir pada dasar sumur dan sumur tersebut dapat mengalirkan fluida yang ada di dalam reservoir. Selama produksi berlangsung performa sumur produksi haruslah dijaga dan dipertahankan agar laju produksi tetap optimum. Namun, seiring berjalannya waktu laju produksi juga akan turun, penurunan ini disebabkan oleh banyak faktor yang saling berhubungan pada suatu komponen production system.
2
Penurunan itu bisa diakibatkan oleh kurang terkelolanya sumur, sehingga perlu diadakan evaluasi serta optimasi sumur gas dengan mempertimbangkan faktor formation completion serta parameter gas lift yang telah ada. Formation Completion terbagi atas dua macam yaitu open hole completion
dan cased hole completion. open hole completion merupakan metode yang paling sederhana, dimana casing hanya dipasang sampai puncak formasi produktif, sehingga formasi produktif tidak tertutup oleh casing. Metode ini hanya cocok untuk formasi yang kompak (tidak mudah gugur). Metode cased hole completion , casing produksi dipasang menembus formasi produktif dan disemen yang selanjutnya diperforasi pada interval-interval yang diinginkan. Penyelesaian sumuran dengan cara perforasi merupakan salah satu cara yang umum digunakan. Pada sumur yang dikomplesi dengan cased hole completion , lubang perforasi merupakan jalan masuknya fluida ke dalam sumur. Sehingga densitas perforasi yang menunjukkan banyaknya lubang perforasi pada setiap kedalaman perforasi sangat berpengaruh terhadap besarnya laju alir flui da yang masuk ke dalam sumur. Namun besarnya laju produksi haruslah memperhitungkan agar problem produksi berupa water conning dapat dicegah. Sehingga laju produksi kritis terhadap water conning harus diperhitungkan agar water conning tak terjadi. Metode yang
digunakan dalam perhitungan laju kritis antara lain metode Craft & Hawkins serta metode Chierici et. al. Selain
itu perhitungan terhdap pressure drop akibat
dilaksanakannya perforasi juga diperhitungkan dengan metode Jones, Blount and Glaze sehingga dapat mengetahui densitas perforasi yang optimum dari formation completion yang dilaksanakan.
Pendekatan selanjutnya dlam mengoptimalisasi formation completion adalah optimasi terhadap parameter gas lift berupa penentuan titik kesetimbangan dan titik injeksi, menghitung gradien tekanan untuk setiap harga GLR inejksi serta penentuan laju injeksi dan GLR optimum. Penentuan kedalaman titik injeksi pada continuous gas lift dapat dilihat pada Gambar 5.1., gambar tersebut merupakan
suatu grafik yang menggambarkan penurunan tekanan yang terjadi di dalam tubing dari tekanan alir dasar sumur (Pwf) sampai ke permukaan (Pwh). Titik perpotongan antara garis gradien tekanan alir dasar sumur di bawah titik injeksi dengan garis
3
gradien tekanan gas injeksi di atas titik injeksi merupakan titik kesetimbangan, artinya tekanan di dalam tubing dan annulus adalah sama (tidak terjadi aliran). Agar terjadi aliran di annulus ke dalam tubing, maka titi k kesetimbangan harus dikurangi tekanannya sekitar 100 psi (Pvalve). Titik potong hasil pengurangan ini merupakan titik injeksi.
Gambar 5.1. Ilustrasi Penentuan Letak Titik Injeksi (Brown, K.E., 1988)
Harga tekanan alir dasar sumur (Pwf) dapat dihitung apabila harga gradien tekanan alir rata-rata di bawah titik injeksi diketahui, persamaan yang digunakan adalah sebagai berikut: Pwf
Pwh
G fa xL G fb x D L .......................................................... (5-1)
Keterangan: Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi Pwh = Tekanan kepala sumur, psi Gfa = Gradien tekanan alir rata-rata di atas titik injeksi, psi/ft Gfb = Gradien tekanan alir rata-rata di bawah titik injeksi, psi/ft L
= Kedalaman titik injeksi, ft
D
= Kedalaman sumur, ft
4
Tujuan dari penentuan parameter gas lift adalah menentukan besarnya harga Pwf yang diperlukan agar sumur dapat berproduksi dengan laju yang diinginkan yaitu dengan cara menginjeksikan gas pada suatu kedalaman tertentu ke dalam tubing. Laju produksi optimum dengan tekanan operasi permukaan yang terbatas akan didapatkan dengan cara merubah besarnya volume gas yang diinjeksikan sehingga akan diperoleh GLR total yang optimum. Prosedur penentuan letak titik injeksi secara grafis dapat dilakukan dengan langkah-langkah berikut: Plot kedalaman pada sumbu ordinat (vertikal) dan Plot tekanan pada sumbu absis (horizontal). Plot tekanan statik dasar sumur (SBHP) pada kedalaman sumur/tengah perforasi. Dari titik SBHP, tarik garis gradien statik sampai memotong sumbu ordinat, titik potong ini merupakan kolom fluida statik untuk Pwh = 0. Tentukan tekanan alir dasar sumur (Pwf) berdasarkan harga laju produksi yang telah ditentukan. Plot Pwf pada kedalaman sumur/tengah perforasi. Dari titik Pwf, plot gradien tekanan alir di bawah titik injeksi. Plot titik tekanan kick off (Pko) dan tekanan operasi (Pso) pada kedalaman nol (dipermukaan). Dari titik
Pso tarik garis ke bawah sampai memotong garis gradien tekanan alir di bawah titik injeksi, dengan memperhitungkan gradien gas injeksi. Pembuatan garis ini dengan memperhitungkan pertambahan tekanan (sesuai dengan berat kolom gas). Titik potong ini merupakan titik kesetimbangan antara tekanan tubing dan annulus. Kurangi tekanan operasi (Pso) dengan 100 psi ( differential pressure ), Titik potong ini merupakan titik injeksi. Perkirakan tekanan kepala sumur (Pwh) dan plot pada kedalaman 0 (di permukaan). Dari titik Pwh, plot gradien tekanan alir di atas titik injeksi. Hal ini dapat dilakukan dengan menggunakan kurva gradien tekanan alir yang sesuai. Kurva ini akan menunjukkan perbandingan gas cairan (GLR) total yang diperlukan untuk memproduksikan suatu sumur. Untuk menentukan kedalaman katub terbawah dapat dilakukan dengan pendekatan sebagai berikut: D
Pso
P wh
0.15
.........................................................................................(5-2)
Keterangan: Pso = Tekanan operasi di permukaan, psi Pwh = Tekanan kepala sumur, psi
5
D
= Kedalaman katub terbawah (titik injeksi), ft
Spasi katub gas lift dimaksudkan sebagai letak dari beberapa unloading valve, yaitu katub-katub yang berfungsi untuk mengeluarkan kill fluid yang ada di dalam annulus pada waktu dilakukan injeksi. Untuk kondisi normal, katub-katub ini akan tertutup pada kondisi produksi dan hanya operating valve yang terbuka ( Gambar 5.2). Proses unloading valve terdiri dari dua bagian, yaitu penentuan kedalaman
yang diperlukan untuk tiap katub dan perhitungan setting tekanan yang diperlukan oleh tiap katub untuk terbuka (yang di setting di permukaan sebelum katub tersebut dimasukkan ke dalam sumur).
Gambar 5.2. Ilustrasi Penentuan Spasi Katub Gas lift (Brown, K.E., 1988)
Penentuan spasi katub gas lift dapat dilakukan dengan dua cara yaitu secara grafis serta secara analitis atau perhitungan. Secara grafis hasil yang didapatkan seperti pada Gambar 5.2., dimana harga yang harus diketahui adalah tekanan operasi dipermukaan (Pso), tekanan killing fluid (Pko), tekanan alir dasar sumur (Pwf), gradien fluida, GLR, dan tekanan tubing. Untuk penentuan spasi katub secara analitis dapat dilakukan dengan menggunakan persamaan: DV
!
Pko
Pwh
GS
.......................................................................................(5-3)
6
DV ,V ,... DV ,V ,... 2
3
1
PSO , SO ,... Pwh 1
2
, ,...Gu
DV V 1 2
GS
2
..........................(5-4)
Keterangan: DV1,V2, ... = Kedalaman katub 1,2 dan seterusnya, ft Pso1,so2,... = Tekanan buka katub 1,2 dan seterusnya yang ditentukan di permukaan, psi Pwh
= Tekanan kepala sumur, psi
GS
= Gradien kill fluid , psi/ft
Gu
= Gradien unloading , psi/ft
Tekanan injeksi atau tekanan operasi di permukaan yang diperlukan untuk menginjeksikan gas ke dalam sumur dapat ditentukan dengan persamaan berikut:
0.01877 g Dv ..................................................(5-5) z T 460
Pso Pv Pv exp
Keterangan: Pso = Tekanan injeksi di permukaan, psi Pv
= Tekanan tubing pada katub gas lift , psi
Pv =
Kehilangan tekanan dalam sistem, psi
Dv
= Kedalaman vertikal titik injeksi, ft
g
= Specific gravity gas injeksi
z
= Faktor kompresibilitas gas injeksi
T
= Temperatur rata-rata di annulus, oF
7
VI. DATA YANG DIPERLUKAN Tabel VI-1. Data-data Yang Diperlukan Untuk Studi Perencanaan Gas lift (Davis, Jerry B., 1970)
Data Produksi • • • • • • • • • • • • • •
Tekanan Reservoir (Ps) Tekanan alir dasar sumur (Pwf) Tekanan Bubble point (Pb) Tekanan kepala sumur (Pwh) Water Cut GOR GLR Total GLR Formasi Temperatur permukaan Temperatur dasar sumur Laju produksi gross (Ql) Laju produksi oil (Qo) Laju produksi gas (Qg) Laju gas injeksi (Qgi) Data Reservoir
• • • •
• • • • • • • •
SG oil SG gas API Gravity Faktor Volume Formasi Minyak (Bo) Data Komplesi Kedalaman Sumur Kedalaman Tubing Diameter Tubing Tekanan Tubing Tekanan Kepala Sumur Mid Perforasi (MD dan TVD) Tubing OD dan ID Casing OD dan ID
VII.JADWAL KEGIATAN
Berikut adalah tabel perencanaan tahap pengerjaan Skripsi yang dapat dilihat pada tabel 7.1.:
8
Tabel 7.1. Perencanaan Tahap Pekerjaan Skripsi MINGGU No
DISKRIPSI
1
Studi Literur dan Pengumpulan Data
I
II
2 Analisa Problem dan Pengolahan Data Evaluasi Formation Completion dan Optimasi Sumur 3 Continuous Gas lift 4
Penyusunan Skripsi
5
Revisi
6
Laporan & Presentasi
VIII. RENCANA DAFTAR ISI
HALAMAN JUDUL HALAMAN PENGESAHAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH HALAMAN PERSEMBAHAN KATA PENGANTAR RINGKASAN DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN BAB I.
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang 1.2. Maksud dan tujuan 1.3. Metodologi BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1. Sejarah Singkat Perusahaan
9
III
IV
V
VI
VII VIII
IX
X
2.2. Kondisi Geografi dan Geologi Lapangan ”X” 2.2.1. Kondisi Geografi Lapangan 2.2.2. Stratigrafi Lapangan 2.2.3. Struktur Greologi 2.3. Karakteristik Reservoir dan Sejarah Produksi BAB III. TEORI DASAR
3.1. Kinerja Aliran Fluida Di Dalam Media Berpori 3.1.1. Aliran Fluida dalam Media Berpori 3.1.2. Productivity Index (PI) 3.1.3. Inflow Performance Relationship (IPR) 3.2. Aliran Fluida dalam Pipa Vertikal 3.2.1. Faktor yang Mempengaruhi Distribusi Tekanan dalam Pipa Vertikal 3.2.2. Metode Hagedorn & Brown 3.3. Perforated Casing Completion 3.3.1. Perforasi dan Kondisi Kerja Perforasi 3.3.2. Penentuan Laju Produksi Kritis Water Coning 3.3.3. Penentuan Interval dan Densitas Perforasi 3.3.4. Perhitungan Pressure Drop Perforasi 3.4. Penentuan Parameter Gas lift 3.4.1. Penyelesaian Sumur Gas lift 3.4.2. Penentuan Kedalaman Titik Injeksi 3.4.3. Penentuan Jumlah Gas Injeksi 3.4.4. Penentuan GLR Injeksi Optimum BAB IV. EVALUASI FORMATION SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT
COMPLETION DAN
4.1. Kinerja Aliran Fluida Dalam Formasi Produktif 4.1.1. Perhitungan Laju Produksi Kritis 4.1.2. Pembuatan Kurva Inflow Performane Relationship 4.1.3. Pembuatan Kurva Tubing Intake Performance 4.1.4. Perhitungan Kehilangan Tekanan Akibat Perforasi 4.2. Optimasi Continuous Gas lift 4.2.1. Penentuan Kedalaman Titik Injeksi 4.2.2. Perhitungan Kehilangan Tekanan dalam Pipa Vertikal 4.2.3. Penentuan GLR Optimum BAB V. PEMBAHASAN BAB VI. KESIMPULAN DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN
10
OPTIMASI
IX.
RENCANA DAFTAR PUSTAKA
Ahmed, Tarek. 2006. “Reservoir Engineering Handbook , third edition ”. Gulf Publishing Company. Houston. Allen, Thomas O. and Alan P. Roberts. 1982. “Production Operation Volume 1, second edition ”. Oil & Gas Consultants International Inc.. Tulsa, Oklahoma. Beiranvand, Mahmoud Safar, Saeid Morshedi, Mohammad Hossein Sedaghat and Sepehr Aghahoseini. 2011. “ Design of a Gas Lift System to Increase Oil Production from an Iranian Offshore Well with High Water Cut ”. Australian Journal of Basic and Applied Sciences, 5(11): 1561-1565, ISSN 1991-8178. Brown, Kermit E.. 1977. “The Technology of Artificial Lift Methods Volume 1 ”. PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. Brown, Kermit E.. 1980. “The Technology of Artificial Lift Methods Volume 2A ”. PennWell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. Chikwere, Ezekiel, Okotie Sylvester and Dulu Appah. 2015. “ Economic Evaluation of Electrical Submersible Pump (ESP) and Gas Lift Well For Production Optimization in A Niger Delta Field ”. International Journal of Engineering and Technology, Volume 5, No. 1. Economides, Michael J., A. Daniel Hill, C. Ehlig-Economides, Ding Zhu. 2013. “Petroleum Production Systems, second edition ”. Prentice Hall, United State. Jaf, Pshtiwan Tahsin Mohammed . 2015. “ Gas Rate, GLR and Depth Sensitivities of Gas Lift Technique: A Case Study ”. International Journal of Engineering Technology, Management and Applied Sciences. Volume 3, Issue 7, ISSN 2349-4476. Kristanto, Dedi, dan Dadang Rukmana. 2012. “Teknik Reservoir: Teori dan Aplikasi ”. Penerbit Pohon Cahaya. Yogyakarta. Rashidi, Fariborz, Ehsan Khamehchi, Hanieh Rasouli, 2010. “Oil Field Optimization Based on Gas Lift Optimization ”. 20th European Symposium on Computer Aided Process Engineering – ESCAPE20.
11
LAMPIRAN
12
