PENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS PADA SUMUR GAS X-3 Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3

Transkripsi

1 PENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS PADA SUMUR GAS X-3 Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3 Oleh : Indra Gunawan* Sari Optimasi produksi sumur gas pada suatu waktu produksi tertentu, sangat diperlukan sebagai sumber informasi yang terkait dengan pemilihan komponen peralatan dalam sumur produksi yang tepat. Untuk itu biasanya dilakukan analisis sistem nodal konvensional yang memberikan hasil produksi optimal. Namun metode analisis sistem nodal konvensional ini hanya menganalisa produksi suatu sumur pada kondisi saat analisa dilakukan tanpa memperhitungkan perubahan potensi reservoir, ataupun adanya perubahan-perubahan operasional dalam komponen dari system sumur. Pengembangan analisis sistem nodal konvensional telah dilakukan, yang merupakan gabungan antara analisis sistem nodal konvensional, dengan material balance, dan decline curve. Metode analisis sistem nodal ini disebut sebagai dynamic nodal analysis, yang mampu mengoptimasi serta memprediksi produksi suatu sumur pada masa yang akan datang pada kondisi operasional komponen sistem sumur produksi yang tetap maupun berubah-ubah. Makalah ini menyaikan cara dan hasil optimasi produksi pada sumur X-3 dengan menggunakan konsep dynamic nodal analysis tersebut. Kata kunci : Optimasi, analisis sistem nodal, decline curve, material balance Abstract The prediction of production optimization of a gas well over certain time intervals need a proper selection of the production components. For that purposes usually the conventional nodal system analysis is used. However, the drawback of the conventional nodal system analysis is that the method doesn t consider any changing in the components of well production system. Therefore, if there are any changes the prediction of the well production as a function of time could not be well conducted. There is a method that consists of the combination between conventional nodal system analysis, material balance method, and decline curve analysis. This method is capable to optimize and predict production of a well under existing conditions as well as altered conditions. This paper presents the application of the dynamic nodal system analysis on well X-3. Keywords : Optimization, nodal system analysis, decline curve, material balance * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB. I. PENDAHULUAN Operasi produksi lapangan gas adalah mengalirkan gas dari reservoir gas sampai ke separator, melalui tubing, dan pipa produksi, serta beberapa peralatan produksi lainnya, seperti choke, kompresor dan lain-lainnya. Didalam proses aliran gas dari reservoir ke separator tersebut, tekanan aliran gas di dasar sumur akan mendorong gas sampai ke separator, namun secara alamiah dengan diproduksikannya gas maka akan teradi penurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan reservoir ini akan menyebabkan turunnya lau produksi gas. Upaya selanutnya yang lazim dilakukan untuk meningkatkan lau produksi gas, adalah dengan menurunkan tekanan di kepala sumur, namun perlu diperhitungkan kemampuan mengalir dari kepala sumur sampai ke separator, ika tekanan di kepala sumur tidak cukup untuk mengalirkan gas ke separator, maka perlu dipasang kompresor. Secara umum komponen-komponen dalam sistem sumur produksi yang mempengaruhi penurunan tekanan selama aliran gas dari reservoir ke separator di permukaan ditunukkan pada Gambar. Faktor-faktor tersebut meliputi media berpori, gravel pack atau perforasi, tubing, choke di permukaan, pipa produksi, dan separator. Meskipun komponen-komponen dari sistem produksi tersebut dapat dianalisa secara terpisah, namun dalam menentukan kinera dari suatu sistem sumur produksi gas, semua komponen itu harus digabungkan menadi suatu sistem yang terpadu. Perhitungan-perhitungan yang terkait dengan perencanaan dan analisa produksi sumur menggunakan metode yang disebut dengan Indra Gunawan, , Sem 2007/2008

2 metode analisis sistem nodal. Perhitungan tersebut dapat diselesaikan dengan membagi sistem sumur produksi menadi dua sub sistem, yaitu inflow dan outflow kemudian menentukan pengaruh dari kedua sub sistem tersebut terhadap kinera produksi. Pipa Produksi Separator Choke Perforasi Tubing Kompresor Media berpori Gambar. Komponen Dalam Sistem Produksi Analisis Sistem Nodal ini diselesaikan dengan membuat plot antara lau alir terhadap tekanan pada suatu node yang hasilnya ditunukkan pada Gambar 2. Analisis sistem nodal menghitung penurunan tekanan di setiap komponen pada sistem produksi sehingga tekanan pada setiap node yaitu pada kondisi inflow maupun outflow, dapat diketahui dengan baik. Perpotongan antara kedua kurva inflow performance (IPR) dan kurva outflow performance (OPR) menyatakan lau produksi sumur. Dengan cara ini dapat dilakukan analisa sensitivitas terhadap komponenkomponen yang ada untuk tuuan optimasi produksi sumur. Kekurangan dari analisis sistem nodal ini pada suatu sistem sumur produksi adalah hanya mempertimbangkan pada waktu tertentu saa dan tidak memperhitungkan perubahan kemampuan reservoir secara menerus yang menyebabkan penurunan produksi terhadap waktu. Selain itu analisis sistem nodal ini tidak dapat digunakan untuk memperkirakan lau produksi sumur di waktu yang akan datang bila teradi perubahan kinera setiap komponen. Misalnya pengaruh dari stimulasi sumur, penggantian tubing, pemasangan kompresor, dan sebagainya. Lau Alir Gas (MSCF/d) Gambar 2. Kurva Inflow dan Outflow Untuk memasukan fungsi waktu kedalam perubahan lau produksi, metode yang biasanya digunakan adalah decline curve. Analisis decline curve melibatkan proses matching terhadap data produksi yang tersedia dengan membandingkan tipe-tipe decline curve yang ada (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika proses matching tersebut memuaskan maka dapat dilakukan peramalan lau produksi sumur di waktu yang akan datang. Metode decline curve adalah metode yang sering digunakan untuk memprediksi performance di waktu yang akan datang namun mengabaikan sistem produksi sumur seperti choke, pipeline, tubing, atau berbagai komponen lainnya pada sistem produksi. Kekurangan dari metode decline curve ini adalah hanya mampu meramalkan penurunan lau produksi pada kondisi sistem sumur yang tidak berubah. Dengan kata lain ika teradi perubahan pada komponen-komponen sumur produksi seperti pemasangan kompresor, hasil stimulasi, penggantian tubing, penggantian choke, perubahan tekanan separator, dan sebagainya tidak tercakup dalam metode decline curve. Metode material balance uga dapat digunakan untuk meramalkan perubahan lau produksi di waktu yang akan datang namun tetap tidak memperhitungkan perubahan-perubahan pada sistem sumur produksi. Dengan menggunakan metode material balance, ika diketahui data lau produksi maka dapat diperkirakan cadangan gas ditempat dengan menggunakan plot P/Z (tekanan reservoir dibagi faktor kompresibilitas) terhadap kumulatif produksi untuk meramalkan umlah gas yang dapat diproduksi oleh sumur. Kekurangan dari metode material balance adalah hanya memperhitungkan komponen di reservoir, 2 TM-FTTM-ITB Sem

3 dan tidak memperhitungkan komponen produksi yang ada. Dengan demikian metode material balance tidak mampu meramalkan perubahan lau produksi ika teradi perubahan dalam sistem sumur produksi. Untuk mengatasi kekurangan dari tiga metode yang telah dibahas tersebut diatas, maka diperlukan suatu metode yang dapat meramalkan perubahan lau produksi sumur di waktu yang akan datang sebagai fungsi waktu ika dilakukan perubahan komponen dalam sistem produksi sumur. Metode yang dimaksudkan adalah dynamic nodal analysis yang merupakan integrasi antara analisis sistem nodal, decline curve, dan material balance. Dengan menggunakan metode ini dapat dilakukan optimasi terhadap sistem sumur produksi. II. DESKRIPSI FORMASI DAN SUMUR Pada makalah ini akan dikai kelakuan sumur X- 3 di Lapangan Gas A. Sumur mulai berproduksi seak tahun 985 dan memproduksikan gas kering dari formasi A-2 yang berenis batu pasir. Komposisi dari gas yang diproduksi oleh formasi A-2 dapat dilihat pada Tabel. Tekanan reservoir mula-mula adalah sebesar 344 psig, dengan temperatur rata-rata sebesar 86 o F. Tebal dari formasi A-2 mencapai 6 ft. Tabel. Komposisi Fluida Formasi A-2 Component Well Stream, %mol Sep Liquid, %mol Sep gas, % mol H 2 S CO N Methane Ethane Propane iso-butane n-butane iso-pentane n-pentane Hexanes Heptanes Sumur X-3 merupakan sumur vertikal yang menembus lapisan A-2 pada kedalaman 3099 ft dengan ari-ari lubang sumur sebesar 0.40 ft. Sumur diproduksi dengan menggunakan tubing berdiameter dalam 2.44 in pada tekanan kepala sumur 700 psi dan dipertahankan konstan. Berdasarkan pada hasil pengukuran tekanan reservoir dan data produksi dari sumur X-3 ini maka dapat dihitung harga P/Z yang dikaitkan dengan data produksi kumulatif. Kedua data tersebut ditunukan pada lampiran A dan B. III. METODOLOGI Penggunaan dynamic nodal analysis dapat dibagi menadi dua bagian yang saling berhubungan, yaitu proses matching data searah produksi (history matching), dan peramalan lau produksi (forecast analysis). 3. History Matching Proses history matching pada dasarnya merupakan proses perhitungan lau produksi pada periode tertentu yang telah diketahui sebelumnya. Jika lau produksi yang dihitung cocok (match) dengan data produksi yang ada, maka perhitungan dapat dikatakan tepat dan dapat dipakai untuk memprediksi lau alir dimasa yang akan datang. Jika lau produksi yang dihitung tidak sesuai dengan data produksi yang ada, maka beberapa parameter yang tidak pasti harus diubah dan proses perhitungan diulang sampai tercapai kondisi match. Langkah-langkah dalam proses history matching adalah sebagai berikut:. Plot data rate produksi (Q obs, Q obs2,..., Q obs ) terhadap waktu produksi terkait (t obs, t obs2,..., t obs ). 2. Anggap pada waktu t dimana data berikut diketahui: Tekanan reservoir, P Property gas sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur Tipe dari decline curve (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika tidak diketahui, maka asumsikan eksponensial. Korelasi pressure drop aliran gas dalam pipa sebagai fungsi dari lau alir gas. 3. Gas in place pada waktu t ini dapat dihitung dengan persamaan Vb φ Sg G =... () Bg dimana ZT Bg = (2) P 4. Hitung lau produksi Q pada waktu t dengan menggunakan analisis sistem nodal yang konvensional. Indra Gunawan, , Sem 2007/2008 3

4 5. Anggap penurunan tekanan reservoir sebesar ΔP sehingga tekanan reservoir menadi P + = P - ΔP. Pada tekanan yang baru ini, hitung kembali gas in place G + : Vb φ Sg G + =... (3) Bg+ Maka total gas yang terproduksi pada waktu penurunan tekanan reservoir dari P ke P + adalah Δ G = G G +... (4) 6. Hitung lau produksi Q + pada tekanan reservoir P + dengan menggunakan analisis sistem nodal konvensional. 7. Hitung waktu yang dibutuhkan untuk mencapai produksi ΔG tersebut: Untuk tipe decline cuve eksponensial: Q Q+ D =... (5) ΔG Q Δ t = ln... (6) D Q + Untuk tipe decline curve harmonik: Q Q D = ln... (7) ΔG Q + Q Q + Δ t =... (8) D Q + Untuk tipe decline curve hiperbolik: b Q Q D =... (9) ( b) ΔG Q + b Q + Δ t =... (0) b D Q Maka total waktu terhitung yang dibutuhkan agar tekanan reservoir turun mencapai nilai P + adalah: t+ = t +Δ t... () 8. Ulangi proses langkah 5 sampai 7 hingga total waktu yang diperoleh menadi lebih besar atau sama dengan Tobs. 9. Plot lau alir hasil perhitungan Q, Q 2,..., Q terhadap waktu dari hasil perhitungan t, t 2,..., t di kertas grafik yang sama dengan langkah. 0. Bandingkan antara plot data produksi asli Q obs dengan data hasil perhitungan Q. Jika terdapat perbedaan yang berarti, 3.2 Peramalan maka beberapa parameter yang tidak pasti harus disesuaikan, kemudian proses dimulai kembali dari awal sampai tercapai kondisi yang sesuai. Setelah proses matching memuaskan, maka proses selanutnya adalah melakukan peramalan. Langkah-langkah dalam proses peramalan adalah sebagai berikut:. Lakukan ekstrapolasi dari kurva hasil history matching dengan prosedur yang sama seperti proses history matching sampai tekanan abandonment tercapai. 2. Rencanakan berbagai variasi skenario produksi. Misalnya pemasangan kompresor gas, stimulasi sumur, penggantian tubing, dan sebagainya. 3. Prediksi performance produksi dimasa yang akan datang untuk skenario yang direncanakan dengan prosedur yang sama seperti langkah. 4. Ulangi langkah 3 untuk skenario produksi lainnya. 5. Bandingkan perubahan lau produksi dari setiap skenario yang ada terhadap kondisi awal (base case) untuk melakukan studi kelayakan dari perubahan komponen produksi yang diskenariokan. 3.3 Asumsi Asumsi-asumsi yang digunakan dalam dynamic nodal analysis adalah sebagai berikut: Produksi berada dalam periode pseudosteady state. Mekanisme pendorong reservoir adalah natural depletion. Tipe decline telah diketahui sebelumnya. Tekanan kepala sumur dianggap konstan selama dilakukannya history matching IV. HASIL DAN DISKUSI 4. Hasil History Matching Penulis menggunakan bantuan software analisis nodal untuk menghitung parameter yang diperlukan. Proses history matching melalui trial and error memberikan nilai dari parameterparameter yang sebelumnya tidak diketahui seperti permeabilitas, skin, dan ari-ari pengurasan menadi diketahui nilainya. 4 TM-FTTM-ITB Sem

5 Proses history matching untuk sumur X-3 dilakukan mulai dari hari ke 3 sampai hari ke 6385 dimana waktu telah mencapai batas dari data produksi yang tersedia. Selanutnya dilakukan proses peramalan performance produksi. Gambar 3 menunukan hasil history matching dari data searah produksi sumur X-3 dan peramalan produksi sumur X-3 pada masa yang akan datang. Hasil akhir dimana kondisi match telah tercapai, memberikan nilai permeabilitas sebesar 28 md, yang membuat formasi A-2 tergolong dalam formasi yang cukup permeabel. Selain itu uga didapatkan nilai skin sebesar 24, hal ini kemungkinan disebabkan oleh proses pengeboran atau proses komplesi sumur tersebut, dimana terdapat residu-residu lumpur pemboran atau fluida komplesi yang masuk ke dalam formasi sekitar sumur sehingga mengakibatkan plugging dan memberikan nilai skin yang positif. Dari hasil matching uga didapatkan nilai ari-ari pengurasan sebesar 3000 ft. alir gas setelah dipasangnya kompresor dalam angka waktu tertentu dan berapa kapasitas kompresor yang dibutuhkan. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai tekanan kepala sumur untuk mengetahui efek dari pemasangan kompresor terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Tekanan kepala sumur yang digunakan adalah 700 psia, 600 psia, 500 psia, 300 psia, dan 00 psia. Gambar 4 menunukan hasil dari peramalan tersebut. Gambar 4. Sensitivitas Terhadap Tekanan Kepala Sumur Gambar 3. History Matching 4.2 Skenario Pemasangan Kompresor Pemasangan kompresor dapat mengurangi tekanan kepala sumur sehingga produksi yang telah mengalami penurunan dapat ditingkatkan kembali. Selain itu dengan dipasangnya kompresor, maka nilai recovery dapat bertambah karena tekanan abandonment dapat ditekan lebih rendah dari kondisi sebelum dipasangnya kompresor. Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan lau Dari hasil yang ditunukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan turunnya tekanan kepala sumur. Akan tetapi peningkatan produksi yang dialami tidak berhubungan secara linear dengan penurunan tekanan kepala sumur. Hal ini dibuktikan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 700 psia ke 600 psia meningkatkan produksi sebesar 030 MSCFD sedangkan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 300 psia ke 00 psia hanya meningkatkan produksi sebesar 538 MSCFD. Fenomena ini akan lebih mudah dimengerti dengan melihat plot antara kurva IPR dan OPR dari analisis sistem nodal pada berbagai tekanan kepala sumur seperti yang ditunukan pada gambar 5 dimana kurva OPR cenderung merapat seiring dengan semakin rendahnya tekanan kepala sumur. Hal inilah yang menyebabkan lau produksi tidak meningkat secara linear terhadap penurunan tekanan kepala sumur seperti yang ditunukan oleh gambar 6. Indra Gunawan, , Sem 2007/2008 5

6 dan 5. Gambar 5 menunukan hasil dari peramalan tersebut. Dari hasil yang ditunukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan berkurangnya nilai skin. Akan tetapi dengan semakin kecilnya nilai skin maka lau penurunan produksinya akan lebih cepat. Hal ini disebabkan karena sifatnya yang hanya memperbaiki permeabilitas, sehingga hanya mengakselerasi produksi tetapi tidak meningkatkan cadangan. Gambar 5. Analisis Sistem Nodal Pada Berbagai Tekanan Kepala Sumur Gambar 7. Sensitivitas Terhadap Nilai Skin 4.4 Skenario Penggantian Tubing Gambar 6. Hubungan Antara Lau Produksi Dengan Tekanan Kepala Sumur 4.3 Skenario Stimulasi Sumur Stimulasi sumur secara umum mengurangi efek skin yang teradi didaerah sekitar lubang sumur, sehingga permeabilitas didaerah sekitar lubang sumur membaik. Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan lau alir gas setelah dilakukan stimulasi dalam angka waktu tertentu. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai skin untuk mengetahui efek dari penurunan skin terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Nilai skin yang digunakan adalah 24, 20, 5, 0, Penggantian komponen produksi seperti tubing, choke, dan sebagainya dimaksudkan untuk meningkatkan atau menurunkan produksi. Agar tuuan ini tercapai maka perlu diketahui bagaimana perubahan lau alir gas setelah dilakukan penggantian komponen produksi dalam angka waktu tertentu. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa diameter dalam tubing untuk mengetahui efek dari diameter dalam tubing terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Diameter dalam tubing yang digunakan adalah 2.44 inci, inci, dan.992 inci. Gambar 6 menunukan hasil dari peramalan tersebut. Dari hasil yang ditunukan, dapat dilihat bahwa produksi hanya meningkat 7.4 MSCFD dengan diperbesarnya diameter dalam tubing menadi inci. Peningkatan ini kurang 6 TM-FTTM-ITB Sem

7 signifikan ika dibandingkan dengan pemasangan kompresor dan stimulasi sumur. Sedangkan ika diameter dalam tubing diperkecil menadi.992 inci maka produksi akan turun MSCFD. VII. DAFTAR PUSTAKA. Bitsindou Arsene : Gas Well Production Optimization Using Dynamic Nodal Analysis, Master Thesis, University Of Tulsa. 2. Ikoku, C. U. : Natural Gas Production Engineering, John Wiley & Sons Inc., Tulsa, Oklahoma, Craft, B. C., and Hawkins, M. F. : Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, NJ. 4. Beggs, H. Dale : Production Optimization Using Nodal Analysis, OGCI Publications, Tulsa, Brown, K.E. et al.: The Technology Of Artificial Lift Methods. Pennwell Publishing Company, Tulsa (984), volume 4 Gambar 6. Sensitivitas Terhadap Diameter Dalam Tubing V. KESIMPULAN. Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk meramalkan performance produksi di masa yang akan datang sebagai fungsi waktu dengan perubahan berbagai komponen produksi. 2. Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk mengoptimasi konfigurasi komponen produksi agar performance sumur menadi maksimum. VI. DAFTAR SIMBOL Q obs t obs P G V b φ S g B g Z D = lau alir tercatat pada waktu tertentu, Mscf/D = waktu produksi yang berkaitan dengan Qobs, days = tekanan, psia = gas in place, Mscf = volume keseluruhan reservoir, Mscf = porositas, fraksi = Saturasi gas, fraksi = faktor volume formasi gas, cf/scf = faktor kompresibilitas gas, fraksi = konstanta decline Indra Gunawan, , Sem 2007/2008 7

8 LAMPIRAN A DATA P/Z (Days) (psia) (vol/vol) (psia) (Bscf) (MMSTB) Date P Z p/z Gp Wp 3// // // /8/ /9/ /23/ /20/ /2/ /2/ /4/ /4/ /6/ /22/ /20/ /3/ /23/ /27/ /9/ /0/ /7/ /27/ TM-FTTM-ITB Sem

9 LAMPIRAN B DATA PRODUKSI SUMUR X-3 date elapse day gas rate days mscfd 2// // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // Indra Gunawan, , Sem 2007/2008 9

10 // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // TM-FTTM-ITB Sem