SISTEM GAS LIFT SIKLUS TERTUTUP SEBAGAI SOLUSI ALTERNATIF UNTUK MENINGKATKAN PRODUKSI MIGAS: STUDI KASUS LAPANGAN GNK

Transkripsi

1 IATMI PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, November SISTEM GAS LIFT SIKLUS TERTUTUP SEBAGAI SOLUSI ALTERNATIF UNTUK MENINGKATKAN PRODUKSI MIGAS: STUDI KASUS LAPANGAN GNK Rinaldi Pasaribu, Reza Nur Ardianto, Achmad Kosasih; AOT PT. Pertamina EP DOH Sumbagsel PENDAHULUAN Lapangan GNK, merupakan salah satu Lapangan penghasil minyak dan gas di PT. Pertamina EP DOH Sumbagsel yang terdiri atas 24 sumur produksi dan 19 diantaranya menggunakan gas lift sebagai metode pengangkatannya. Struktur GNK pertama kali diproduksikan pada tahun 1937 dan sampai saat ini telah mengalami penurunan produksi yang cukup signifikan. Struktur GNK sebelumnya berproduksi sekitar BOPD dan sempat menembus angka produksi 2000 BOPD, sedangkan sekarang hanya mampu berproduksi sekitar BOPD dan 5-8 MMSCFD gas. Ada beberapa faktor yang menyebabkan penurunan produksi Struktur GNK. Pertama adalah performa dari reservoir yang sudah menurun ditandai dengan penurunan tekanan reservoir yang berakibat berkurangnya produksi. Faktor yang lain adalah rendahnya tekanan gas injeksi jaringan untuk sistem Gas Lift yang berakibat kurang efisiennya pengangkatan. Tulisan ini akan menjelaskan tentang Sistem Gas Lift Siklus tertutup sebagai solusi alternatif untuk meningkatkan produksi migas Struktur GNK. Dengan dilakukannya No Flare Gas maka Gas yang terproduksi dari sumur dapat digunakan seluruhnya untuk Sistem Gas Lift atau untuk dijual tanpa ada yang terbuang dan harus dibakar. Saat ini banyak gas terproduksi di Struktur GNK yang dibakar karena bertekanan rendah. Dengan dilakukannya No Flare Gas ini maka gas bertekanan rendah pun diharapkan dapat berguna untuk meningkatkan produksi MIGAS. Dalam tulisan ini akan dijelaskan suatu solusi alternatif pendistribusian gas untuk mencegah terjadinya pembakaran gas. LATAR BELAKANG Minyak dan gas dari sumur-sumur produksi Lapangan GNK dialirkan ke Stasiun Pengumpul I, II, dan III. Di separator stasiun pengumpul, fluida dan gas dipisahkan berdasarkan berat jenisnya. Fluida yang sudah dipisahkan dialirkan ke Pusat Pengumpul Produksi Prabumulih, sedangkan gas masih harus melalui pemisahan dengan air di scrubber. Berdasarkan tekanannya, gas-gas hasil produksi dari Struktur GNK dikelompokan menjadi tiga jenis : 1. High Pressure () Gas di produksikan dari sumur GNK 81 sebesar 4.6 MMSCFD dengan tekanan wellhead 1150 psig. Gas tersebut dimanfaatkan untuk injeksi sumur sembur buatan gas lift (well to well injection). 2. Medium Pressure (MP) Jenis gas medium pressure atau bertekanan menengah memiliki tekanan kurang dari 600 Psig. Saat ini Lapangan GNK mempunyai produksi gas MP sebesar 1.2 MMSCFD. 3. Low Pressure (LP) Jenis gas low pressure atau bertekanan rendah memiliki tekanan kurang dari 60 Psig. Produksi gas LP dari Lapangan GNK 5.52 MMSCFD Stasiun Pengumpul (SP) I GNK Fasilitas produksi di SP I terdapat 1 unit separator yang saat ini standby, sebelumnya digunakan untuk sumur-sumur gas seperti GNK-60 dan GNK-28, namun sekarang ke dua sumur itu sudah mengalami penurunan tekanan. Produksi minyak rata-rata di SP I sebesar gross 689 bfpd / net 106 bopd. 1

2 Gas untuk keperluan sumur - sumur Gas Lift di SP I, yaitu sebesar 1.73 MMSCFD, diperoleh dari kiriman gas dari SP II, yang kemudian dialirkan ke sumur GNK 19, 27 dan 78. Tabel 1. Gas Balance SP I GAS 1 Kiriman gas dari SP II Pemakaian gas 1.37 untuk sumur gas lift 1 Produksi gas MP Produksi gas LP Pemakaian gas LP 2.01 produksi dan pemakaian gas, MP dan LP. Hal ini mengindikasikan tidak adanya gas yang dibakar di SP 1. Stasiun Pengumpul (SP) II GNK Gas pada Stasiun Pengumpul (SP) II berasal dari sumur GNK-81 yang dikeringkan terlebih dahulu di separator. Gas tersebut sebagian dikirim ke SP I dan sebagian lagi dipergunakan untuk keperluan sumur gas lift sebesar 1.70 MMSCFD yaitu GNK 10, 48, 69 dan 72. Saat ini produksi minyak rata-rata di SP II GNK gross 1005 bfpd / net 284 bopd. Tabel 2. Gas Balance SP II GAS 1 Produksi gas Pemakaian gas untuk gas 1.37 lift di SP I 3 Pemakaian gas untuk gas 1.70 lift di SP II 4 Pemakaian gas untuk gas lift di SP III Produksi gas MP 0.45 ke Produksi gas LP Pemakaian gas LP produksi dan pemakaian gas, MP dan LP. Hal ini mengindikasikan tidak adanya gas yang dibakar di SP 2. Stasiun Pengumpul (SP) III GNK Stasiun Pengumpul III yang baru saja beroperasi pada tahun 2005 berfungsi sebagai stasiun pengumpul minyak dan gas dari sumursumur gas lift GNK 11, 63, dan 65. dengan produksi rata-rata saat ini gross 2596 bfpd dan net 490 bopd. Fasilitas produksi yang ada di SP III cukup terbatas, saat ini belum tersedia line gas yang menghubungkan ke, sehingga produksi gas LP dari sumur terpaksa harus dibakar. Dengan laju pembakaran perhari sebesar 1,99 MMSCFD (Status 17/10/05). Tabel 3. Gas Balance di SP III GAS 1 Kiriman gas dari SP II Pemakaian gas untuk sumur gas lift Produksi gas MP ke 1 Produksi gas LP Pemakaian gas LP produksi dan pemakaian gas. Namun masih terdapat gas flare LP sebesar 1.99 MMSCFD. 2

3 Lift sumur SP I GNK-81 SP I Supply Gas ke SP I Supply Wet Gas ke SP II (Jarak 2 KM) Lift sumur SP II SP II Gas untuk Gas Lift Sumur di SP III Dengan asumsi harga gas adalah US$ 2.0, maka pembakaran gas ini akan mengurangi keuntungan Pertamina pertahun sebesar US$ ,- Dengan pemanfaatan gas yang optimal maka gas sisa tersebut akan dapat menambah pendapatan Pertamina sebagai Perseroan Terbatas. Lift sumur SP III Gambar 2. Diagram Alir Distribusi Gas di Struktur GNK. PERMASALAHAN Dalam pengelolaan struktur migas seharusnya tidak ada gas sisa yang dibakar dan tidak ada air limbah yang dihasilkan. Namun dari tabel 3 dinyatakan bahwa tidak semua gas hasil produksi Lapangan GNK dimanfaatkan secara optimal. Gas yang pemanfaatannya belum optimal tersebut merupakan gas sisa yang dibakar di udara bebas. Gas tersebut merupakan jenis gas tekanan rendah yang berasal dari pemisahan di Stasiun Pengumpul III GNK Berdasarkan hal tersebut perlu dilakukan suatu kajian yang membahas mengenai peluang pemanfaatan gas LP yang dibakar sehingga pemanfaatan gas di Lapangan GNK lebih optimal. PEMBAHASAN Flaring Gas LP SP III Sales Gas Jumlah gas bertekanan rendah sebesar 1.99 MMSCFD dibakar melalui pertimbangan : 1. Teknis Dilihat dari segi teknis, kapasitas kompresor gas LP tidak mencukupi untuk mengolah gas tersebut 2. Lingkungan Gas sisa tersebut tidak dapat disimpan, dan apabila gas tersebut tidak dibakar maka akan menyebar dialam sehingga akan membahayakan lingkungan. Namun dilihat dari segi pendayagunaan, dimana migas merupakan sumber daya energi yang tidak dapat diperbaharui, maka gas-gas sisa tersebut harus dapat dimanfaatkan secara optimal. Gas yang akan digunakan baik untuk keperluan Pertamina sendiri (operasi sumur gas lift) maupun penjualan konsumen, masih harus melalui tahap yaitu proses peningkatan tekanan LP menjadi (kompresi). Proses ini dilakukan di Stasiun Kompresor Gas () GNK. Stasiun Kompresor Gas () III GNK Gas LP dan MP produksi sumur dikumpulkan terlebih dahulu di SP I dan SP II dan kemudian dikirim ke untuk dikompres menjadi gas. Saat ini jumlah gas MP yang dijual adalah sebesar 1.05 MMSCFD dan jumlah gas LP sebesar 3.53 MMSCFD. Tabel 4. Spesifikasi Kompresor Existing No Spesifikasi Jenis Kompresor 1 Merk Ajax Cooper Bessemer 2 Type DPC 360 GMVH 6 3 Jenis MP LP 4 Unit Jumlah Silinder Jumlah Tingkat Suction (Psi) Discharge (Psi) Q Q total Berdasarkan data diatas dapat diketahui bahwa dengan produksi total gas LP Lapangan GNK sebesar 5.52 MMSCFD menyebabkan kapasitas kompresor di tidak mencukupi untuk mengolah seluruh gas LP tersebut. Untuk mengatasi hal ini pada bulan Agustus 2005 telah dilakukan pembelian satu unit kompesor gas LP Tabel 5. Spesifikasi Kompresor Baru No Spesifikasi 3

4 1 Merk Ariel 2 Type JGK 4 3 Jenis LP 4 Unit 1 5 Jumlah Silinder 3 6 Jumlah Tingkat 3 7 Suction (Psi) 15 8 Discharge (Psi) Q Q total 6.0 Dengan adanya kompresor baru tersebut dan terpasangnya line gas dari SP III ke, melalui SP II, diharapkan pemanfaatan gas LP di Lapangan GNK dapat lebih optimal, sehingga tidak ada lagi gas yang dibakar (no flare gas). Lift sumur SP I GNK-81 SP I Supply Gas ke SP I Supply Wet Gas ke SP II (Jarak 2 KM) Lift sumur SP III Lift sumur SP II SP III Gambar 3. Usulan Diagram Alir Distribusi Gas di Lapangan GNK. Dengan adanya beberapa fasilitas produksi tambahan tersebut, maka tekanan gas LP dapat ditingkatkan menjadi gas. Dan gas sebanyak 1.99 MMSCFD tersebut dapat dimanfaatkan untuk alternatif berikut: 1. Optimasi sumur gas lift Produksi minyak Lapangan GNK dari sumursumur gas lift sebesar 3253 bfpd / 593 bopd. Kondisi ini dicapai melalui tekanan jaringan gas injeksi 595 psi (discharge Scrubber SP II GNK) dan laju alir gas injeksi 4.6 MMSCFD. Adanya kompresor baru diharapkan dapat menaikkan tekanan jaringan gas injeksi menjadi 650 psi. Dengan penambahan tekanan jaringan gas injeksi tersebut maka katub operasi dapat di set lebih dalam lagi. Setelah di lakukan redesign katub gas lift akan diharapkan memperoleh gain produksi sebesar 2070 bfpd / 463 bopd. SP II Supply gas ke SP III Supply Gas LP ke Sales Gas Tabel 5. Gain Produksi Pemanfaatan Gas Flare Untuk Sistem Gas Lift WELL ZONE P = 595 Psig P = 650 Psig GAIN BFP BFP BOPD D D BOPD BFPD BOPD GNK-10 G J1 K1 GNK-11 C GNK-19 K GNK-27 K L1 GNK-48 J GNK-65 C GNK-69 L GNK-71 C2a GNK-78 Q GNK-72 D GAIN PRODUKSI Berikut adalah analisa keekonomian dari penggunaan gas flare untuk keperluan optimasi sumur gaslift - Pembelian kompresor = US$ - Investasi line gas dari SP III ke SP II = 90 US$ - Economic Limit Gain = 10 BOPD - Umur proyek = 22 bulan Dari data-data diatas didapatkan indikator keekonomian sebagai berikut : - NPV = 2,209, US$ - POT = 4 Bulan 2. Pemanfaatan sebagai sales gas. Dengan adanya penambahan kompresor maka gas LP sebesar 1.99 MMSCFD dapat ditingkatkan tekanannya dan menjadi gas yang siap untuk dijual ke konsumen. Dengan demikian jumlah gas yang akan dijual akan bertambah sebanyak 1.99 MMSCFD. Berikut adalah analisa keekonomian dari penggunaan gas flare untuk dijual ke konsumen - Pembelian kompresor = US$ - Investasi line gas dari SP III ke SP II = 90 US$ - Umur proyek = 22 tahun Dari data-data diatas didapatkan indikator keekonomian sebagai berikut : - NPV = 449, US$ - POT = 16 Bulan 4

5 Dari analisa keekonomian diatas terlihat pemanfaatan flare gas untuk system gas lift lebih menguntungkan dibandingkan dengan pemanfaatan flare gas untuk dijual. Tabel 6. Perbandingan Parameter Keekonomian Investasi (US$) NPV (US$) POT (Bulan) Sistem Gas 1,340,000 2,209,044 4 Lift Sales Gas 1,340, , Namun Gain yang diperoleh dari Optimasi Gas Lift tingkat keberhasilannya lebih rendah jika dibandingkan dengan Gain keuntungan yang didapat dari Sales Gas. Hal ini diakibatkan oleh tahapan-tahapan operasional Sistem Gas Lift yang cukup banyak mulai dari permukaan sampai ke bawah permukaan, sehingga titik terjadinya losses tekanan cukup banyak, selain itu kondisi reservoir struktur GNK sendiri yang cenderung memiliki decline produksi yang tinggi (14 % / tahun). Pada Gambar 4 terlihat bahwa pemanfaatan Flare Gas untuk Sistem Gas Lift baru menguntungkan bila Gain Produksi diatas 163 BOPD. Gambar 4. Grafik Gain Produksi Kritis KESIMPULAN Gas lift system di Lapangan GNK masih belum bersifat Closed disebabkan masih ditemukannya 1 titik pembakaran yang kontinu. Yaitu di SP III GNK Lapangan GNK kekurangan sumur penghasil gas dan MP sehingga tidak dapat menaikkan tekanan jaringan untuk gas lift secara signifikan. Saat ini hanya GNK-81 saja sumur penghasil gas. 2. Kinerja Kompressor di masih kurang optimal, karena hanya mampu menaikkan tekanan sampai 595 Psi sedangkan P inj ke sumur yang optimal 650 Psi. Dan juga Kompressor LP hanya mampu mengkompress gas 3.5 MMSCFD dari total produksi gas LP sebesar 5.52 MMSCFD. 3. Saat ini alternatif pemanfaatan Gas Flare LP untuk Optimasi Sistem Gas Lift Siklus tertutup jauh lebih menguntungkan dibanding jika Gas tersebut dijual. REKOMENDASI 1. Saat ini gas LP yang masih dibakar (1,99 MMSCFD) sebaiknya dimanfaatkan untuk meningkatkan tekanan jaringan Sistem Gas Lift, karena alternatif pemanfaatan ini terbukti jauh lebih menguntungkan. Namun mengingat tingkat keberhasilannya yang rendah dan Decline Produksi minyak Lapangan GNK yang cukup tinggi (14 % / tahun), maka apabila gain produksi minyak dibawah critical produksinya yaitu 163 BOPD, sebaiknya gas LP tersebut dijual. 2. Penambahan unit kompressor LP untuk memanfaatkan produksi gas LP yang saat ini masih dibakar. Dan juga overhaul engine kompressor baik MP maupun LP untuk dapat meningkatkan efisiensi kerjanya, sehingga tekanan jaringan yang optimal yaitu 650 Psi dapat dicapai. 3. Setelah penambahan unit kompressor dilanjutkan dengan pemasangan line gas LP dari SP III ke SP II GNK, sehingga gas LP yang terproduksikan di SP III dapat dimanfaatkan. 4. Penambahan cadangan gas dengan melakukan KUPL dan pemboran baru. Sehingga tekanan jaringan gas lift dapat ditingkatkan tanpa terlalu mengandalkan. DAFTAR PUSTAKA 1. H. Dale Beggs (Sep, 2000), Production Optimization Using NODAL Analysis Sularso, Haruo Tahara (2000), Pompa dan Kompressor