OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI

Transkripsi

1 OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI TUGAS AKHIR Oleh: IMRON FAJAR KURNIAWAN NIM Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2008

2 OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI TUGAS AKHIR Oleh: IMRON FAJAR KURNIAWAN NIM Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung Tanggal Pengesahan : Disetujui oleh: Pembimbing Tugas Akhir (Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.) NIP :

3 This paper is dedicated into my parents, Kusnan Effendi and Siti Sundari, whose give me the hugest support, my brother and sister, also my cousins

4 OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI (INTEGRATED PRODUCTION OPTIMIZATION AT DEPLETED GAS FIELD) Imron Fajar Kurniawan Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung Sari Lapangan X merupakan suatu lapangan gas raksasa yang saat ini telah terdeplesi. Saat ini recovery factornya telah lebih dari 80% dengan ultimate RF yang diperkirakan mencapai 96.75%. Tekanan reservoirnya telah turun pada kisaran 500 psi. Karena tekanan reservoir yang telah kecil ini, maka dibutuhkan suatu strategi optimasi produksi untuk tetap dapat mengambil cadangan yang tersisa pada rate yang optimum. Untuk tujuan ini, dibutuhkan suatu kajian terintegrasi dari berbagai bidang untuk menganalisa strategi yang tepat untuk optimasi produksi. Disini kami melakukan studi dengan mengintegrasikan ilmu Teknik Produksi dan Teknik Reservoir untuk mendapatkan strategi yang paling baik. Beberapa pilihan strategi antara lain pengasaman, memperbesar tubing, menambah perforasi, optimasi fasilitas permukaan, serta pendukung tekanan. Karena keterbatasan data, paper ini hanya akan membahas mengenai pengasaman dan pencabutan tubing 7 inch pada lubang dengan ukuran casing 9⅝ inch (produksi langsung melalui casing). Disini, kami menggunakan set dat 9 buah sumur dari lapangan ini yang mewakili masing-masing cluster. Hasil dari studi kami menunjukkan bahwa pengasaman merupakan strategi yang paling optimal. Pengasaman pada sumur dengan skin sebesar 1 akan meningkatkan laju produksi sebesar 20% sedangkan untuk sumur dengan skin sebesar 16.5 akan meningkatkan laju produksi sebesar 250%. Pencabutan tubing 7 inch hanya memberikan sedikit efek pertambahan. Sumur yang rate awalnya 2.2 MMscfd, ketika tubingnya dicabut hanya akan memberikan penambahan sebesar 0.6% sedangkan sumur terbesar dengan rate awal 27 MMscfd hanya akan memberikan penambahan sebesar 12.5%. Kata Kunci : deplesi, strategi, pengasaman, pencabutan tubing, terintegrasi. Abstract X field is a giant gas field which has depleted. Nowadays, the recovery factor is exceeded 80% with the ultimate recovery factor at about 96.75%. The reservoir pressure has dropped to around 500 psi. Due to this low reservoir pressure, it needs a production optimization strategy to withdraw the remaining reserve at optimum rate. For this purpose, it needs an integrated study from some discipline to analyze the appropriate strategy for production optimization. Here, we make a study by integrating Production and Reservoir engineering to get the best strategy. Acidizing, increasing tubing diameter, reperforations, surface facilities optimization, and pressure maintenance is choices of the strategy. Due to the lack of data, this paper just investigate about acidizing and pulling out the 7 inch tubing at 9⅝inch casing diameter (producing directly from 9⅝inch casing). Here, we will use sets data of 9 wells in this field which represents each cluster. The result of our study indicates that acidizing is the most optimal strategy. Acidizing to a well with skin=1will increasing the production rate as much as 20% while a well with skin=16.5 the production rate will increase as much as 250%. Pulling out 7 inch tubing just give a little effect into performance of the well. The well with the initial rate at 2.2 MMscfd will increase the production rate as much as 0.6% when the tubing have pulled out. While the well with 27 MMscfd initial rate will give as much as 12.5% increasing rate. Keywords : depletion, strategy, acidizing, pulling out tubing, integrated.

5 I. Pendahuluan Lapangan X adalah suatu lapangan gas raksasa yang telah beroperasi selama lebih dari 30 tahun. Saat ini lapangan X telah mengalami depletion dengan tekanan reservoir berkisar antara psi dengan recovery factor yang telah berada diatas 80%. Cadangan yang masih tersisa diharapkan dapat tetap diambil dengan laju produksi yang optimum. Dikarenakan tekanan yang telah kecil maka diperlukan suatu strategi sehingga sumur-sumur tetap mampu berproduksi pada rate optimumnya. Untuk itu perlu dilakukan studi secara terintegrasi dari Teknik Reservoir dan Teknik Produksi mengenai kemungkinan-kemungkinan yang dapat dilakukan untuk bisa mempertahankan laju produksi sumur-sumur di lapangan ini. Kemungkinan-kemungkinan yang akan diambil antara lain, penarikan tubing produksi sehingga berproduksi langsung melalui production casing, acidizing, menambah zona perforasi, optimasi dalam proses pemboran, dan optimasi fasilitas produksi permukaan. Namun karena keterbatasan data, pada paper ini studi akan dibatasi hanya mengenai penarikan tubing produksi dan pengasaman. 1.1 Reservoir dan Fluida Reservoir Lapangan X Jenis reservoir pada lapangan X adalah limestone dengan sistem dual porosity yang diendapkan pada zaman Early Miocene. Ketebalan pada puncak reservoirnya mencapai 700 ft dengan permeabilitas berkisar md. Mekanisme pendorongannya adalah depletion drive tanpa adanya indikasi water drive. Adapun jenis fluida reservoirnya adalah wet gas dengan faktor volume formasi sebesar scf/rf. Lapangan X mempunyai total 111 sumur yang dibagi menjadi empat cluster, yaitu Cluster I IV. Tekanan ratarata saat ini telah turun hingga 400 Psi di sekitar Gambar 1. Penampang Cluster I dan II dan 600 Psi Reservoir Lapangan X di sekitar Cluster III dan IV. Gambar 1 menunjukkan bentuk dari reservoir lapangan X. Puncak antiklin terletak pada Cluster III dan IV yang menyebabkan potensi dari Cluster III dan IV lebih besar dibandingkan Cluster I dan II. 1.2 Ultimate Recovery Factor Recovery factor dari lapangan gas sangat bergantung pada tekanan abandonmentnya. Jika kita gunakan tekanan abandonment sebesar 200 psi maka ultimate recovery factornya adalah sebesar 96.75%. Lampiran A menunjukkan sensitivitas harga RF pada tekanan abandon yang berbeda-beda. Dari sini menunjukkan bahwa makin kecil tekanan abandonmentnya maka recovery factornya makin tinggi. II. Metodologi Penelitian Seperti telah disebutkan pada subbab diatas, dalam paper ini akan dilakukan studi mengenai beberapa kemungkinan peningkatan kemampuan sumur yaitu dengan melakukan pengasaman dan pencabutan tubing. Studi mengenai hal ini akan dilakukan secara terintegrasi dari Teknik Reservoir yaitu analisis decline curve dan karakterisasi reservoir dengan Teknik Produksi yaitu Analisis Sistem Nodal. Gambar 2 menunjukkan teknis pengerjaan mengenai metode yang dipakai. Gambar 2 Diagram alir Metode yang digunakan Dari decline curve analysis, akan kita dapatkan cadangan tersisa dari tiap-tiap sumur yang menunjukkan potensi dari sumur. Sumur-sumur dengan potensi besar akan diprioritaskan untuk dilakukan optimasi produksi. Kemudian dari analisa uji sumur akan diperoleh karakteristik dari reservoir yaitu AOFP, P ws, Skin, dan Flow Efficiency kemudian akan dilakukan penentuan kemampuan sumur dengan kondisi yang ada (kasus 1/dasar) dengan menggunakan Analisis Nodal. Pada kasus kedua dilakukan pengasaman yaitu dengan mengoreksi AOFP mengunakan flow efficiency sehingga didapatkan AOFP yang tanpa factor skin. Dari AOFP yang tanpa factor skin ini didapatkan IPR yang kemudian dilakukan analisis nodal. Hasil dari analisis nodal ini akan digunakan untuk memperbaiki sistem yang ada. Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 2

6 Pada kasus ketiga dilakukan pencabutan tubing sehingga produksi langsung melalui casing 9⅝inch. Analisis Nodal dilakukan dengan mengubah ukuran tubing produksi menjadi 9⅝ inch sehingga diketahui laju alir optimum pada kondisi ini. Untuk lebih mempermudah pemahaman dalam penggunaan metodologi ini, di Lampiran B disertakan contoh perhitungan beserta langkahlangkah yang perlu dilakukan. Metodologi yang telah disampaikan diatas akan diterapkan pada 9 buah sumur yang mewakili masing-masing cluster. Tiap-tiap sumur telah dilengkapi oleh data produksi selama 10 tahun terakhir dan data tes yang telah dilakukan pada masa lampau. III. Decline Curve dan Karakterisasi Reservoir 3.1 Analisis Decline Curve Analisa d ecline curve dilakukan dengan menggunakan data produksi selama 10 tahun. Dari data ini akan dilakukan analisa d ecline curve dari setiap sumur sehingga didapatkan hasil berupa laju alir gas, dan cadangan tersisa dengan asumsi laju gas abandonment sebesar 0.5 MMSCFD. Dari cadangan tersisa ini akan ditentukan sumur-sumur yang menjadi prioritas untuk dilakukan optimasi produksi yaitu sumur-sumur dengan cadangan yang masih tinggi. Hasil analisa ini ditunjukkan pada Tabel 1. Tabel 1. Hasil Analisa Decline Curve Laju alir Cadangan Sisa Prioritas Sumur (MMScfd) (MMSCF) (urutan potensi) A A A Mati -- B B C C D D Dari tabel diatas, dapat kita lihat bahwa beberapa sumur sebenarnya masih mempunyai cadangan tersisa yang cukup besar sehingga ada kemungkinan untuk bisa ditingkatkan kinerja produksinya. Oleh karena itu akan dilakukan karakterisasi reservoir untuk selanjutnya dilakukan analisis nodal untuk mengetahui kemampuan sumur yang sebenarnya. 3.2 Karakterisasi Reservoir Pada lapangan X ini telah dilakukan serangkaian pengujian sumur pada beberapa sumur pada masa lampau (berkisar antara tahun ). Dengan bantuan software PTA, didapatkanlah analisis dari beberapa sumur dengan hasil seperti ditunjukkan oleh Tabel 2 berikut. Tabel 2. HasilAnalisa Well Testing Model Sumur k S FE AOFP Pws Reservoir A-16 Infinite Acting A-20 Infinite Acting A-21 Infinite Acting B-5 Composite B-15 Constant Pressure C-11 Constant Pressure C-14 Composite D-7 Infinite Acting D-15 Constant Pressure Analisis ini menggunakan metode Type Curve dan Horner Plot yang ditunjukkan pada Lampiran C. IV. Analisis Skenario Optimasi Produksi 4.1 Kasus 1 : Kasus Dasar Dalam kasus dasar ini tidak terjadi perubahan terhadap kondisi yang ada saat ini. Hasil dari kasus dasar ini kemudian akan digunakan sebagai pembanding untuk kasus-kasus dengan upaya optimasi produksi yang akan dilakukan. Nodal Analysis Nodal analysis bertujuan untuk mengkombinasikan berbagai analisis dari tiap komponen sumur mulai dari reservoir, tubing, flowline hingga separator sehingga dapat digunakan untuk memperkirakan laju alir optimum dari sistem sumur tersebut pada berbagai kondisi. Hasil dari analisis nodal berupa kurva inflow dan kurva outflow yang perpotongannya merupakan laju alir optimum dari sumur yang bersangkutan. Seperti ditunjukkan pada Gambar 3 berikut, analisis sistem nodal dilakukan menggunakan titik nodal di depan perforasi. Kemudian diasumsikan tekanan kepala sumur P wh sebesar 100 Psi dan tubingnya berdiameter 7 inchi. Dengan titik nodal di depan perforasi ini maka kita mempunyai kurva inflow yang Gambar 3.Komponen disusun dari sistem aliran Sistem Nodal reservoir atau IPR (Inflow Performance Relationship) dan kurva outflow yang Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 3

7 merupakan tekanan dasar sumur yang mengalami penurunan tekanan sepanjang tubing. Inflow Performance Relationship (IPR) Dari data uji sumur kita mempunyai serangkaian data tekanan pada berbagai laju alir. Diperlukan harga AOFP dan P ws dari tiap-tiap sumur untuk menyusun IPR. IPR yang akan digunakan adalah Jones equation seperti dituliskan pada persamaan 1 berikut. P - P = A q + B q (1) ws wf dimana P ws : Tekanan statik reservoir, Psi P wf : Tekanan dasar sumur, Psi A : koefisien turbulensi, psi 2 /MMscf 2 /d 2 B : koefisien laminar, psi 2 /MMscf/d Data IPR yang kita tersedia ini merupakan data pada saat dilakukan tes dimana tekanan reservoirnya masih tinggi. Untuk itu akan dilakukan prediksi IPR saat ini dari data masa lalu yang telah kita punyai tersebut. Prediksi yang dilakukan adalah dengan membandingkan harga AOFP dengan pseudopressure sesuai persamaan 2 berikut ini. f f AOFP AOFP (2) f p p p Tabel 3 menunjukkan hasil prediksi AOFP saat ini dari AOFP masa lalu dengan asumsi tekanan ratarata reservoir saat ini untuk cluster I dan II adalah 400 psi dan cluster III dan IV sebesar 600 psi. Tabel 3. Prediksi AOFP No Sumur AOFP masa lalu AOFP saat ini 1 A A A B B C C D D Hasil lengkap mengenai perhitungan AOFP dan Grafik Kurva Pseudopressure sebagai fungsi dari tekanan dapat dilihat pada Lampiran D. Penghilangan Koefisien Laminer Seperti ditunjukkan pada Persamaan 1 diatas, dalam penyusunan IPR berarti kita mempunyai dua variabel yang tidak diketahui yaitu A, koefisien turbulensi, dan B, koefisien laminar. Dengan hanya dua data yang diketahui yaitu P ws dan AOFP maka kita tidak mungkin untuk menentukan dua koefisien (A dan B) secara sekaligus. Maka kita akan membuat Persamaan Jones menjadi lebih simple dengan menghilangkan koefisien laminar (B) sehingga didapatkan Persamaan 2. P - P = A q (3) ws wf Sebenarnya koefisien laminar pada persamaan diatas tidak dihilangkan akan tetapi dilebur kedalam koefisien turbulen. Dalam reservoir gas hal ini cukup beralasan mengingat adanya kenyataan bahwa aliran di reservoir gas lebih didominasi oleh aliran turbulen daripada laminar. Adapun perbandingan antara Jones IPR dengan dan tanpa koefisien laminar dapat dilihat pada Lampiran E. Dari perbandingan ini terbukti bahwa penghilangan koefisien laminar tetap memberikan hasil yang akurat dengan error yang kecil. Selanjutnya dengan input AOFP saat ini yang didapatkan pada Tabel 3 dan tekanan rata-rata sebesar 400 psi pada Cluster I dan II dan 600 Psi pada Cluster III dan IV, kita dapat menyusun IPR dari tiap sumur seperti ditunjukkan pada Tabel 4. Tabel 4. Inflow Performance Relationship tiap sumur Saat ini Sumur A IPR Pws AOFP A Pws 2 Pwf 2 = q 2 A Pws 2 Pwf 2 = q 2 A Pws 2 Pwf 2 = q 2 B Pws 2 Pwf 2 = q 2 B Pws 2 Pwf 2 = q 2 C Pws 2 Pwf 2 = q 2 C Pws 2 Pwf 2 = q 2 D Pws 2 Pwf 2 = q 2 D Pws 2 Pwf 2 = q 2 Outflow (WHP dan Tubing Performance) Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 7 pada tiap laju alir. Tubing performance dari tiap laju alir digenerate menggunakan software PIPESIM (berdasarkan korelasi Begs&Brill). Setelah didapatkan kurva inflow dan outflow yang diplot pada grafik Pwf vs Q, maka perpotongan Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 4

8 kedua kurva merupakan laju alir optimum dari tiap sumur yang ditunjukkan pada Tabel 5. Tabel 5. Laju alir optimum Basecase (Case 1) No Sumur Laju Alir, MMSCFD 1 A A A B B C C D D Adapun Plot Nodal analysis dari beberapa sumur pada berbagai kasus dapat dilihat pada Lampiran F. 4.2 Kasus 2 : Pengasaman Pengasaman atau acidizing adalah suatu proses stimulasi sumur yang akan meningkatkan produktivitas dari sumur. Kenaikan produktivitas ini disebabkan oleh turunnya faktor skin pada sumur yang bersangkutan. Untuk menganalisa perlu tidaknya suatu sumur dilakukan acidizing, kita harus mengetahui besarnya skin dari sumur seperti ditunjukkan pada hasil karakterisasi reservoir seperti ditunjukkan pada Tabel 3. Nodal Analysis Inflow Performance Relationship (IPR) Dengan adanya pengasaman, kurva IPR akan berubah menjadi lebih keatas karena meningkatnya PI dari sumur dimana harga skin yang semula positif kita anggap menjadi 0. Untuk menentukan IPR yang baru terlebih dahulu kita akan menentukan AOFP setelah pengasaman yang mengikuti Persamaan 4 berikut ini. AOFPbefore acidizing AOFPafter acidizing (4) FE Hasil lengkap AOFP dan IPR setelah adanya pengasaman pada berbagai sumur ditunjukkan pada Tabel 6. Tabel 6. IPR dan AOFP tanpa Skin AOFP Sumur AOFP FE IPR tanpa skin tanpa skin A Pws 2 Pwf 2 = q 2 A Pws 2 Pwf 2 = q 2 A Pws 2 Pwf 2 = q 2 B Pws 2 Pwf 2 = q 3 B Pws 2 Pwf 2 = 8770 q 2 C Pws 2 Pwf 2 = q 2 C Pws 2 Pwf 2 = 6400 q 2 D Pws 2 Pwf 2 = q 2 D Pws 2 Pwf 2 = 332 q 2 Outflow (WHP dan Tubing Performance) Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 7 pada tiap laju alir. Tubing performance dari tiap laju alir digenerate menggunakan software PIPESIM. Kemudian didapatkan laju alir optimum sesudah acidizing yang ditunjukkan pada Tabel 7. Tabel 7. Laju alir optimum tanpa Skin (Case 2) No Sumur Laju Alir, MMSCFD 1 A A A B B C C D D Kasus 3 : Pengasaman dan Pencabutan Tubing Produksi Beberapa sumur produksi di lapangan X menggunakan casing berdiameter 9⅝ inchi dan dikomplesi dengan tubing berdiameter 7 inchi. Usaha berikutnya yang akan dilakukan untuk meningkatkan laju alir sumur-sumur ini adalah dengan mencabut tubing sehingga produksi akan langsung dilakukan dari casing produksi. Hal ini dilakukan dengan harapan akan dapat menurunkan kehilangan tekanan akibat friksi di sepanjang aliran vertikal sehingga kinerja aliran akan meningkat. Nodal Analysis Inflow Performance Relationship (IPR) Studi mengenai kasus ini akan dilakukan dengan anggapan sumur telah dilakukan pengasaman. Jadi, kita akan menggunakan IPR seperti yang digunakan pada kasus pengasaman diatas. Outflow (WHP dan Tubing Performance) Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 9⅝ inch pada tiap laju alir. Ini berbeda dengan kasus-kasus Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 5

9 sebelumnya dimana digunakan tubing berdiameter 7. Perubahan pada diameter pipa ini akan berdampak pada kurva outflow yang bergerak lebih ke kanan sehingga titik potong dengan kurva inflow akan memberikan harga yang lebih besar. Tabel 8 adalah laju alir optimum dari penggunaan casing 9⅝inch sebagai tub ing produksi. Tabel 8. Laju alir optimum tanpa Skin tanpa Tubing (Kasus 3) No Sumur Laju gas pada Casing 9⅝" 1 A A A B B C C D D Perbandingan Antar Kasus Tabel 9 merupakan perbandingan antara Kasus 1 yaitu Kasus Dasar dan Kasus 2 yaitu pengasaman. Kolom increment merupakan kenaikan produksi yang terjadi dari skenario basecase ke skenario acidizing. Tabel 9. Perbandingan Case 1 dan Case 2 Laju Alir, MMSCFD Peningkatan Sumur Skin Kasus 1 Kasus 2 Produksi (Basecase) (Acidizing) % A A A B B C C D D Dari tabel 10 diatas dapat kita lihat bahwa semakin besar skin dari sumur maka peningkatan laju alir sumurnya juga semakin besar. Untuk lebih memperjelas, selanjutnya kita plot peningkatan laju alir terhadap faktor skin seperti ditunjukkan oleh Gambar 4. Gambar 4 menunjukkan bahwa pengasaman sangat efektif untuk dilakukan agar laju produksi sumuran bisa meningkat. Tercatat bahwa pengasaman pada sumur dengan skin = 1 bisa menaikkan laju alir hingga 20% dan terus naik secara linear. Peningkatan tertinggi terjadi pada pengasaman sumur dengan skin sebesar 18.5 yang mencapai kenaikan sebesar 250%. Peningkatan Produksi, % Peningkatan Produksi vs Skin y = 14.58x Skin Selanjutnya untuk melihat efek dari pencabutan tubing produksi kita buat perbandingan antara Kasus 2 dan Kasus 3 seperti ditunjukkan oleh Tabel 10. Sumur Gambar 4. Kurva Peningkatan Laju (Increment) vs. Skin Tabel 10. Perbandingan Kasus 2 dan Kasus 3 Flowrate, MMSCFD Case 2 (Acidizing) Tubing 7 Case 3 (Acidizing + pencabutan tubing) Tubing 9⅝ Peningkatan Produksi % A A A B B C C D D Dari hasil ini terlihat bahwa pada laju alir 7" tubing yang kecil, efek kenaikan dari pencabutan tubing ini tidak terlalu besar. Sedangkan pada laju alir tubing 7 yang besar, pencabutan tubing akan memberikan efek yang sangat besar. Hal ini disebabkan oleh kecilnya penurunan pressure drop friksi pada laju alir gas yang kecil. Sehingga peningkatan diameter tubing tidak akan banyak berpengaruh pada peningkatan laju alir. Ketika dilakukan plot antara peningkatan produksi (%) vs. Laju Alir saat tubing 7 seperti ditunjukkan pada Gambar 5 berikut, ternyata didapatkan garis yang mengikuti persamaan eksponensial. Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 6

10 Peningkatan Produksi, % Peningkatan Produksi vs Laju Alir saat tubing 7" y = 0.382e 0.129x Laju Alir saat tubing 7" Gambar 5. Kurva Peningkatan Laju (Increment) vs. Rate awal Dari garis diatas kita dapatkan sebuah persamaan yaitu y=0.382 e 0.129x dengan y adalah Peningkatan Produksi dan x adalah Laju Alir saat tubing 7. Kemudian dengan menganggap bahwa workover untuk pencabutan tubing akan ekonomis jika terjadi kenaikan rate sebesar 1 MMscfd maka upaya ini akan dilakukan jika sumur mempunyai rate 7" tubing sebesar 20 MMscfd. Jadi ketika suatu sumur yang akan dilakukan workover untuk pencabutan tubing mempunyai rate awal 20 MMscfd maka setelah dilakukan pencabutan dan sumur diproduksikan menggunakan casing 9⅝ akan didapatkan rate sebesar 21 MMscfd dengan kenaikan sebesar 1 MMscfd atau increment sebesar 5.1%. Pada sumur-sumur yang dimiliki lapangan X, saat ini sangat sedikit sumur yang mempunyai laju alir yang besar. Sehingga ketika tubing produksi dicabut dan produksi dilakukan langsung melalui casing kurang memberikan kenaikan rate yang signifikan. Oleh karena itu, skenario 3 ini dipandang kurang ekonomis untuk dilakukan pada produktivitas sumur yang telah kecil. V. KESIMPULAN 1. Lapangan X merupakan lapangan gas yang telah berada pada fasa deplesi sehingga dibutuhkan metode lain untuk optimasi produksi. 2. Pengasaman merupakan metode yang dapat memberikan peningkatan yang signifikan pada sumur-sumur dengan skin yang besar. Untuk sumur dengan skin sebesar 1.3, pengasaman memberikan kenaikan produksi sebesar 25% dan untuk sumur dengan skin 16.5, produksi naik sebesar 250%. 3. Pencabutan tubing produksi 7 inch (produksi dari casing 9⅝ inch) memberikan peningkatan produksi yang signifikan hanya pada sumur dengan rate yang besar. Sumur yang rate awalnya 2.2 MMscfd, ketika tubingnya dicabut hanya akan memberikan penambahan sebesar 0.6% sedangkan sumur terbesar dengan rate awal 27 MMscfd hanya akan memberikan penambahan sebesar 12.5%. 4. Pengasaman cenderung memberikan kenaikan produksi yang linear terhadap harga skin. Sedangkan pencabutan tubing memberikan kenaikan yang eksponensial terhadap Laju Alir saat tubingnya 7 inch sehingga skenario ini sangat bagus untuk sumur-sumur dengan laju alir yang besar. 5. Pengasaman sangat efektif untuk menaikkan flow efficiency pada sumur-sumur dengan skin yang besar sehingga efektif untuk meningkatkan laju produksi. Pencabutan tubing produksi 7 inch tidak efektif untuk menurunkan pressure drop sehingga kurang efektif untuk dijadikan alternatif skenario pengembangan. VI. DAFTAR SIMBOL RF : Recovery Factor IGIP : Initial Gas in Place AOFP : Absolute Open Flow Potential, MMSCFD Pws : Tekanan Statik Sumur, psi k : Permeabilitas s : Skin FE : Flow Efficiency Pwh : Tekanan Wellhead, psi Pi : Tekanan Reservoir mula-mula, psi Pwf : Tekanan Dasar Sumur, psi A : koefisien turbulensi B : koefisien laminar Q : Laju Alir, MMscfd Ψ f : Future Pseudopressure : Present Pseudopressure Ψ p VII. DAFTAR PUSTAKA 1. Abdassah, Doddy Analisis Transien Tekanan. Bandung : Institut Teknologi Bandung. 2. Abdassah, Doddy Teknik Gas Bumi. Bandung : Institut Teknologi Bandung. 3. Ahmed, Tarek Reservoir Engineering Handbook. Houston : Gulf Publishing Company. 4. Brown, Kermit E The Technology of Artificial Lift Methods Vol.4. Oklahoma : PenWell Publishing Company. 5. McCain, William D.,Jr The Properties of Petroleum Fluid. Oklahoma : PenWell Publishing Company. 6. Avida, Hanifatu et,al Asset Development and Depletion Plan.. Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 7

11 LAMPIRAN A Sensitivitas Tekanan Abandonment untuk Menentukan Ultimate Recovery Factor Menggunakan persamaan recovery factor untuk gas : B RF = 1- B Hasil sensitivity untuk berbagai tekanan abandonment : P abandonment, Z Bga RF (%) Psi Plot RF vs P abandonment gi ga Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 8

12 LAMPIRAN B Contoh Kasus Penggunaan Metodologi Sumur A-16 Deline Curve Dari Decline Curve didapatkan persamaan : y = 2.085E14 e x sehingga didapatkan rate gas untuk saat ini Qg = 1.18 MMscfd Jika diasumsikan Q abandon sebesar 0.5 MMscfd maka Remaining reserve dari sumur ini sebesar MMscfd dengan waktu produksi hingga tahun Karakterisasi Reservoir Dilakukan analisis transient tekanan (well testing) untuk menentukan beberapa parameter reservoir sehingga didapatkan : Reservoir model : Infinite acting Permeability : 15 md Skin : 1.3 Flow Efficiency : 0.79 AOFP : MMscfd Pws : 1553 Psi Analisis Skenario Optimasi Produksi 1. Basecase Nodal Analysis - Inflow Performance Relationship Data karakterisasi reservoir dilakukan ketika tekanan statik sumur sebesar 1553 psi. Saat ini tekanan rata-rata reservoir untuk Cluster I adalah sebesar 400 Psi. Maka dilakukan prediksi AOFP yaitu: present present AOFP AOFP present past past past Kondisi masa lalu saat P = 1553 Psi, Ψ past = Kondisi saat ini P = 400 Psi, Ψ present = AOFP past = MMscfd Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 9

13 AOFP present AOFP present = 1.84 MMscfd * * Penghilangan koefisien Laminer, sehingga persamaan IPR menjadi : P - P = A q Saat AOFP, Pwf = 0 A = Persamaan IPR : Pws 2 Pwf 2 = q 2 Kemudian menggunakan persamaan diatas akan digenerate tabel sbb : w s w f Q Pwf Outflow Kurva outflow merupakan penjumlahan dari Pwh sebesar 100 Psi dengan pressure drop pada tubing berdiameter 7 inch. Tabel ini digenerate dengan software, menghasilkan : Q Pwf Dari tabel inflow dan outflow yang diatas, diplotkan kurva sebagai berikut : Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju alir optimumnya yaitu sebesar MMscfd. 2. Pengasaman Nodal Analysis - Inflow Performance Relationship Setelah acidizing dianggap skin = 0 sehingga untuk menentukan AOFP setelah acidizing adalah: AOFP stimulated AOFP FE Dengan AOFP before acidizing = 1.84 dan Flow Efficiency = 0.79 before acidizing 1.84 AOFPstimulated 2.32 MMscfd 0.79 Maka IPR : Pws 2 Pwf 2 = q 2 - Outflow Outflow yang digunakan adalah sama dengan kasus 1. Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 10

14 Dari tabel inflow dan outflow yang diatas, diplotkan kurva sebagai berikut : Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju alir optimumnya yaitu sebesar 2.2 MMscfd. 3. Acidizing + Pencabutan Tubing Produksi Nodal Analysis - Inflow Performance Relationship Sama dengan yang digunakan pada skenario 2. - Outflow Penjumlahan dari Pwh sebesar 100 Psi dengan pressure drop pada tubing berdiameter 9⅝ inch. Q Pwf Dari tabel inflow dan outflow yang diatas, diplotkan kurva sebagai berikut : Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju alir optimumnya yaitu sebesar MMscfd. Perbandingan Antar Case Case Qg, MMscfd 1. Basecase Acidizing Acidizing + Pencabutan Tubing Case 2 yaitu acidizing terbukti mampu meningkatkan flowrate dengan signifikan dari case 1 sedangkan case 3 kurang memberikan kenaikan yang signifikan dari case 2. Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 11

15 LAMPIRAN C Beberapa Contoh Type Curve dan Horner Plot dari Hasil Well Testing A-20 B-15 C-11 D-15 Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 12

16 LAMPIRAN D Hasil lengkap Prediksi AOFP dan Grafik Pseudopressure No Well Name Past Present Pws ψ AOFP Pws ψ AOFP 1 A A A B B C C D D Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 13

17 LAMPIRAN E Pengabaian Koefisien Laminar Berikut ini adalah pembuktian bahwa dengan dihilangkannya koefisien Laminar pada persamaan Jones masih memberikan hasil yang akurat dengan error yang kecil dibandingkan dengan persamaan yang asli. Sumur A-16 Jones IPR : Pws 2 Pwf 2 = 254 q q Modified Jones IPR (Koefisien Laminar dihilangkan) : Pws 2 Pwf 2 = q 2 Sumur C-11 Jones IPR : Pws 2 Pwf 2 = q q Modified Jones IPR (Koefisien Laminar dihilangkan) : Pws 2 Pwf 2 = q 2 Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 14

18 LAMPIRAN F Kurva Nodal Analysis Nodal Analysis _ CI-16 Nodal Analysis _ CI-20 Sumur : A-16 Sumur : A IPR Skinless IPR Before Acidizing IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing Outflow 9 5/8" tubing Pwf, Psi Pwf, Psi Q, MMscfd Q, MMscfd Nodal Analysis _ CI-21 Sumur : A Nodal Analysis _ CII -5 Sumur : B IPR Skinless IPR Before Acidizing IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing Outflow 9 5/8" tubing Pwf, Psi Pwf, Psi Q, MMscfd Q, MMscfd Nodal Analysis _ CII-15 Sumur : B Nodal Analysis _ CIII-11 Sumur : C IPR Skinless IPR Before Acidizing IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing Outflow 9 5/8" tubing Pwf, Psi Pwf, Psi Q, MMscfd Q, MMscfd Nodal Analysis _ CIII-14 Nodal Analysis _ CIV-7 Sumur : C-14 Sumur : D IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing Pwf, Psi Q, MMscfd Pwf, Psi Q, MMscfd Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 15

19 Nodal Analysis _ CIV-15 Sumur : D-15 IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing P wf,ps i Q, MMscfd Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi 16