Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir.

Transkripsi

1 Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir. Pudjo Sukarno** Sari Lapangan gas kering PSF yang akan dikembangkan merupakan lapangan gas kering yang mempunyai aquifer. Langkah awal yang dilakukan dalam pengembangan adalah penentuan jumlah sumur produksi, penempatan lokasi sumur produksi, dan penentuan kedalaman perforasi untuk menghasilkan kumulatif produksi dengan faktor perolehan gas paling besar. Salah satu dari optimasi produksi yang dilakukan adalah dengan memprediksi terjadinya liquid loading, mengingat fenomena ini dapat mengganggu produksi gas, sebagai akibat terakumulasinya fluida cair (air dan/atau condensate) di dasar sumur. Prediksi terjadinya liquid loading di lapangan gas PSF ini dilakukan dengan melakukan pemodelan terpadu sistem reservoir, sumur dan jaringan pipa dengan perangkat lunak yang disediakan oleh Schlumberger yaitu ECLIPSE (simulator reservoir), PIPESIM(simulator sumur dan jaringannya), dan FPT yang merupakan software penggabung ECLIPSE dan PIPESIM. Kata kunci : optimasi produksi, liquid loading, pemodelan terpadu, optimasi terpadu Abstract The PSF dry gas field which will be extent is a typically dry gas field with aquifer mechanism. First thing that commonly should be done in developing field is how to determine the production wells, the exact location of wells, and to estimate the depth of the most effective perforation which will give respectively maximum gas recovery factor. One part of the production optimization schemes is predicting when the liquid loading happened. Remember that this phenomenon will cause some problems in gas production process, as the increasing accumulation of liquid (water or condensate) in the bottom of the well. The liquid loading prediction in PSF field is calculated by reservoir integrated modeling system, which wells and pipelines network are attached with software served by Schlumberger, called ECLIPSE as the reservoir simulator, PIPESIM as the well with-pipeline network simulator, and the last is FPT which combine ECLIPSE and PIPESIM. Keywords: production optimization, liquid loading, integrated modeling, integrated optimization *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung I. PENDAHULUAN Lapangan PSF adalah lapangan gas kering yang akan dikembangkan yang terdiri atas akumulasi reservoir yang tidak saling terhubung yang secara struktur memiliki lingkungan pengendapan delta. Geologi Lapangan gas PSF sangat kompleks, lapangan tersebut memiliki lebih dari akumulasi hidrokarbon, yang berada pada selang kedalaman antara m sampai m di bawah laut. Lapisan hidrokarbon produktif terperangkap di channel-sand dan reservoir batupasir antara m sampai 9 m yang terendapkan di lingkungan deltaik fluvial pada umur Miosen. Secara vertikal, lapangan tersebut telah dikelompokkan pada Zona Dangkal antara kedalaman sampai mss, selanjutnya Zona Utlama antara sampai mss, dan Zona Dalam di bawah mss. Dalam pengembangan awal Lapangan PSF ini, zona yang akan dikembangkan adalah zona utama. Reservoir PSF memiliki edge water aquifer yang memberikan kontribusi terhadap pendorongan gas. Dalam paper ini akan dijelaskan tentang rencana pengembangan awal Lapangan PSF dengan menentukan jumlah dan posisi sumur produksi yang menghasilkan kumulatif produksi paling maksimum. Optimasi selanjutnya yang dilakukan adalah dengan memprediksi kapan terjadinya liquid loading pada sumur-sumur produksi Lapangan PSF dengan merubah besarnya tekanan separator. Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

2 II. TEORI DASAR Pada umumnya sumur gas akan memproduksi cairan baik berupa cairan hasil kondensasi gas maupun air dari interstitial matriks, atau aquifer. Pada awal produksi dimana tekanan reservoir masih tinggi, potensi sumur gas juga tinggi makaa kecepatan fasa gas dalam tubing mampu mengangkat fasa cair yang berbentuk butir cairan, sampai ke permukaan. Namun dengan turunnya tekanan reservoir maka kecepatan fasa gas akan berkurang, dan pada suatu kecepatan gas tertentu, ukuran butiran cairan yang besar tidak akan terangkat dan terbawa hingga ke permukaan. Sebagai akibatnya cairan yang tidak terangkat tersebut akan terakumulasi di dasar sumur dan membentuk kolom cairan yang memberikan back pressure ke lapisan produktif. Prosess ini dapat dilihat pada Gambar.. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa gas dan air terproduksikan bersama-sama (a), pada tahap ini pola aliran berupa mist flow yaitu gas sebagai fasa dominan mengangkatat cairan dalam bentuk butiran. Seiring dengan bertambahnya waktu, kolom air pada dasar sumur juga makin meningkat (b) dan pada saat tersebut fasa gas tidak lagi dominan saat mengalir ke permukaan. dan air terproduksi bersama-sama membentuk pola aliran slug (c) hingga pada waktu tertentu dan akhirnya sumur akan mati (d) karena gas tidak mampu mengangkat cairan lagi. Hal ini akan menyebabkan tekanan alir dasar sumur meningkat dan menyebabkann penurunan laju produksi gas. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur dapat menyebabkan saturasi air/kondensat di sekitar lubang sumur meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Fenomena ini disebut dengan liquid loading. Gambar. Proses Terjadinya Liquid loading Pada studi ini fenomena liquid loading diidentifikasi dengan menggunakan acuan kecepatan gas minimum yang telah dikembangkan Turner dan Nossier, dimana butir cairan akan terangkat jika kecepatan gas lebih besar dari kecepatan terminal. Turner merumuskan kecepatan gas minimum supaya tidak terjadi liquid loading. V t =.9σ ( ρ ρ ) L ρ g g Dalam studi ini harga densitas dan tegangan permukaan yang sering digunakan untuk butir air ditunjukkan pada Tabel : Tabel Harga Parameter Turner σ = dyne/ /cm T = o C= o R ρ =. lbm/ft Gravity =,8 Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka kecepatan terminal untuk air dan kondensat masingmasing adalah: V g, water ( ρl ρg) =. ρ g Persamaan Nosier terbagi menjadi dua persamaan yaitu untuk aliran gas transisi dan aliran gas turbulen, seperti berikut ini:. ( ρ. L ρ g ) V g, transisi =.8σ ().. µ ρ V g, turbulent =.9σ. ( ρ ρ ) L ρ Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya liquid loading dihitung dengan persamaan ()..V g AP qg (min) = () TZ Perkiraan terjadinya liquid loading pada sumur gas di lapangan memerlukan data laju produksi gas dan liquid yang dihasilkan oleh lapisan produktif yang kemudian mengalir ke dalam tubing. Laju produksi gas dari lapisan produktif dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator ECLIPSE sedangkan kecepatan aliran gas dalam tubing diperkirakan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator tersebut harus dipadukan untuk dapat melakukan prediksi secara tepat. g g. g. () () () Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

3 III. MODEL RESERVOIR, SUMUR, DAN FASILITAS PERMUKAAN. Model Reservoir Reservoir dimodelkan dengan menggunakan simulator black oil ECLIPSE. Reservoir dibagi dalam beberapa grid untuk arah x adalah, arah y adalah, dan arah z adalah sehingga jumlah keseluruhan grid adalah sel. Pada arah x dan y satu grid mewakili meter sedangkan pada arah z satu grid mewakili meter. Jumlah sel yang aktif adalah sel. Fluida reservoir adalah gas dan air. Water Contact (GWC) terletak pada kedalaman 9 ft. Harga porositas rata-rata reservoir adalah,, harga permeabilitas arah x,y, dan z berturut-turut adalah 8 md, 8 md, dan 8, md. Besarnya Net to Gross (NTG) rata-rata dari setiap grid adalah,8. Transmisivity pada reservoir hampir seragam yaitu sekitar cp rb/day/psi. Namun terdapat beberapa lokasi yang memiliki nilai transmisivity lebih tinggi hingga cp rb/day/psi. Berdasarkan pemodelan dengan software ECLIPSE harga initial gas in place yang diperoleh dari hasil simulasi adalah 8 BSCF. Persebaran saturasi gas pada Lapangan PSF ini tersebar merata dengan saturasi awal rata-rata sebesar,9. Secara vertikal, tidak semua layer pada reservoir berisi gas secara ekonomis. Layer yang berisi gas secara ekonomis adalah layer,, 9, dan. Nantinya pada layer-layer inilah perforasi dari sumur-sumur produksi dilakukan. Aquifer pada Lapangan PSF ini merupakan edge water aquifer, dimana setiap sisi dari aquifer memiliki kekuatan (strength of aquifer) yang berbeda-beda. Kekuatan aquifer dilihat berdasarkan volume air dari setiap sisi aquifer. Gambar. Persebaran Porositas Gambar. Persebaran Transmisivity Gambar. Persebaran saturasi gas Lapangan PSF Gambar. Aquifer Lapangan PSF Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

4 Berikut adalah data PVT dari Lapangan PSF yang digunakan dalam simulasi : Tabel. Harga Parameter Fluida dan Batuan Parameter Harga Satuan P r psi B w, rb /stb c w x - /psi µ w, cp c f, x - /psi ρ w, lb/ft SG gas,8 Berikut adalah data permeabilitas relatif gas dan air yang digunakan pada model ini: Tabel. Sw vs Krg dan Krw S w K rg K rw,,9,,,,9,,,,,,9,,,,,9,,9,,9,,,9,,88,98,, Krg Krw Bg (SCF/STB). Tekanan (psi) Gambar. Grafik B g vs Tekanan Sw Gambar. K rg dan K rw vs S w µg (cp).... Tekanan (psi) Gambar. Grafik µ g vs Tekanan.. Penentuan Jumlah Sumur dan Posisi Sumur Setelah dilakukan simulasi dengan software ECLIPSE didapat posisi sumur-sumur yang menghasilkan kumulatif produksi gas paling maksimum selama tahun. Dalam penentuan skenario diharapkan faktor perolehan dari keempat sumur selama tahun minimal persen. Berikut adalah posisi sumur-sumur produksi : Tabel. Lokasi Sumur Produksi Sumur Posisi (x,y) Layer (z),,,9,,8,,9,,,,9,,9,,9, Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

5 . Field Planning Tool Fenomena liquid loading tidak dapat diprediksi dengan software ECLIPSE karena sumursumur gas akan terus berproduksi dan tidak menunjukkan penurunan yang signifikan walaupun jumlah air yang ikut diproduksikan dalam jumlah yang besar. Pada software ECLIPSE tidak dapat digunakan kontrol tekanan dasar sumur dan laju produksi secara bersamaan. Jika hanya menggunakan model PIPESIM, diperlukan input data yang banyak dan berulang-ulang untuk melihat gejala liquid loading karena simulator tidak bisa menunjukkan penurunan tekanan reservoir terhadap waktu. Dengan program Field Planning Tools(FPT), dapat diintegrasikan kedua model reservoir dan model sumur beserta fasilitas permukaan. Gambar. Lokasi Sumur Produksi. Model Sumur dan Fasilitas Permukaan Sumur dan jaringan perpipaan dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Model sumur adalah vertikal dengan kedalaman sumur ft, sumur ft, sumur ft, dan sumur ft. ID tubing sebesar, inch. Wall thickness tubing adalah, inch dan roughness,. ID casing adalah inch. ID flowline sebesar, inch dengan panjang sebesar ft dari setiap sumur ke manifold, dan ft dari manifold ke separator. Korelasi yang digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan sepanjang pada sumur adalah persamaan Gray untuk pipa vertikal/tubing dan persamaan Duns and Ros untuk pipa horizontal/flowline karena kedua persamaan tersebut berlaku untuk aliran multifasa. IV. PERBANDINGAN PROFIL PRODUKSI PADA BERBAGAI NILAI LAJU ALIR Simulasi dilakukan dengan mengintegrasikan model ECLIPSE dan model PIPESIM melalui program FPT. Penentuan laju produksi gas merupakan parameter penting pada pengembangan awal lapangan gas. Dalam studi ini dilakukan simulasi terpadu pada laju alir total dari keempat sumur sebesar MMSCFD, MMSCFD, dan MMSCFD. Tekanan separator yang digunakan dalam simulasi adalah sebesar psi. Nantinya akan dilakukan analisis pengaruh laju alir gas pada laju alir air. Untuk skenario pengembangan dipilih laju alir produksi yang dapat memberikan nilai kumulatif produksi gas paling tinggi selama plateau rate berlangsung berdasarkan hasil simulasi terpadu. Berikut adalah profil produksi pada berbagai nilai laju alir: Qw (STBD) Gambar.8 Jaringan Sumur Lapangan PSF Gambar. Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

6 8 Gp (MMSCFD) Wp (STB) 8 Qw (STBD) Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD 8 8 Qw (STBD) Gp (MMSCF) 8 8 Wp (STB) Gambar. Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD Gp (MMSCF) 8 Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD Wp (STB) Gambar. Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir MMSCFD Berdasarkan hasil simulasi terpadu tampak bahwa pada laju alir MMSCFD plateau rate berlangsung selama, tahun. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama plateau rate berlangsung adalah sekitar.8 MMSCFD. Selama tahun hanya dumut produksi yang mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama tahun adalah sekitar. MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan selama plateau time adalah 8. STB. Saat Lapangan PDF diproduksi dengan laju produksi gas MMSCFD plateau rate berlangsung selama, tahun. Dalam kurun waktu tahun keempat sumur produksi telah mati. tampak bahwa Kumulatif produksi yang dihasilkan selama plateau rate adalah.8 MMSCFD. Selama tahun kumulatif produksi gas adalah sekitar. Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

7 MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan selama plateau time adalah. STB. Saat lapangan PDF diproduksi pada laju produksi MMSCFD, plateau rate hanya terjadi selama, tahun. Dalam kurun waktu, tahun keempat sumur produksi telah mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah MMSCFD adalah sebesar 99. MMSCFD. Dalam kurun waktu tahun kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah. MMSCFD dan kumulatif produksi air yang dihasilkan adalah. STB. Dari berbagai perbandingan profil produksi pada berbagai nilai laju alir gas, tampak bahwa pada rate yang rendah, plateau rate dapat berlangsung lebih lama. Liquid loading pun terjadi tidak secepat pada laju produksi dengan laju alir gas yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan pada produksi dengan laju alir yang lebih tinggi tekanan reservoir akan lebih cepat turun karena fluida formasi lebih banyak yang meninggalkan pori-pori batuan. Saat tekanan reservoir lebih rendah maka air akan lebih cepat mengisi pori-pori batuan, dan nantinya air pun akan lebih cepat terproduksi. Produksi dengan laju alir gas yang tinggi pun menyebabkan sumur-sumur produksi cepat mati. Dengan pertimbangan plateau rate, plateau time, dan kumulatif produksi, maka produksi gas dengan laju alir MMSCFD adalah skenario pengembangan terbaik karena menghasilkan kumulatif produksi yang paling besar dibandingkan pada laju produksi MMSCFD dan MMSCFD. V. HASIL SIMULASI PADA BERBAGAI NILAI TEKANAN SEPARATOR Setelah menentukan laju produksi gas sebesar MMSCFD, sensitivitas produksi dilakukan dengan mengubah tekanan kepala sumur melalui variasi tekanan separator. Nantinya akan dilihat bagaimana pengaruh tekanan separator terhadap produksi air dan gas. Tekanan separator yang disimulasikan adalah psia, 8 psi, psi, psi, dan psi, dan psi. Gejala liquid loading dapat diidentifikasi melalui penurunan laju produksi gas, naiknya laju produksi air yang diikuti dengan kenaikan tekanan dasar sumur. Kenaikan tekanan kepala sumur disebabkan oleh adanya kolom hidrostatik air di dasar yang disebabkan oleh air yang yang tidak terangkat ke permukaan. Logika inilah yang akan digunakan untuk mencari laju minimum dan waktu mulai terlihatnya gejala liquid loading dari hasil running dengan berbagai nilai tekanan separator. Nantinya nilai laju produksi gas akan dibandingkan dengan nilai laju produksi gas berdasarkan persamaan Turner dan Nossier untuk menentukan kapan terjadinya liquid loading pada sumur gas. Dalam studi kali ini diharapkan plateau rate dari seluruh sumur produksi sebesar MMSCFD dapat tercapai selama tahun tanpa ada sumur produksi yang mati, nantinya akan dipilih skenario yang menghasilkan kumulatif produksi gas terbesar dan kumulatif produksi air terkecil. Tekanan Separator psi Berdasarkan hasil simulasi, pada tekanan separator psi, plateau rate hanya berlangsung selama, tahun. Laju produksi air meningkat secara signifikan mulai tahun ke, akibatnyabesarrnya tekanan dasar sumur ikut meningkat. Liquid loading terjadi pada tahun ke, pada sumur. Pada tahun ke, sumur telah mati. Selama tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah. MMSCF. Kumulatif produksi air selama tahun adalah.. STB. Tabel. Laju Produksi Tiap Sumur Pada Tekanan Separator psi Waktu Laju Produksi (MMSCFD) (tahun) Sumur Sumur Sumur Sumur,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

8 Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 8

9 9 8 Gambar.8 Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar.9 Laju Produksi Total vs Waktu Qw (STBD) Tekanan Separator 8 psi Berdasarkan hasil simulasi pada penggunaan tekanan separator sebesar 8 psi dihasilkan plateau rate hanya sebesar MMSCFD hanya selama, tahun. Pada tahun ke, laju produksi gas yang dihasilkan hanya, MMSCFD. Laju produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator 8 psi relatif lebih rendah dibandingkan tekanan separator psi. Liquid loading terjadi pada sumur pada tahun ke,9 yang menghasilkan rate,8 MMSCFD, lebih rendah daripada laju produksi kritis Nossier yaitu, MMSCFD. Pada tekanan separator 8 psi, penurunan laju produksi gas disebabkan karena laju produksi air yang menigkat signifikan mulai tahun ke. Pada tekanan separator 8 psi, dalam kurun waktu tahun, kumulatif produksi gas yang dihasilkan dari Lapangan PSF adalah sebesar. MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar.. STB. Tabel. Laju Produksi Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 8 psi Waktu Laju Produksi (MMSCFD) (tahun) Sumur Sumur Sumur Sumur,,,,,,,, 8,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,8,,,9,,8,,,,,, Gp (MMSCF) 8 8 Wp (STB) Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 9

10 Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur FPT Nossier Turner 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

11 FPT Nossier Turner Gambar.8 Laju Alir vs Waktu pada Sumur Tekanan Separator psi Pada produksi gas dengan tekanan separator psi, tidak menunjukkan gejala liquid loading. Dari keempat sumur tidak terjadi penurunan rate dalam kurun waktu tahun. Kumulatif produksi gas pada tekanan separator psi selama tahun adalah.8 MSCF dan kumulatif produksi air adalah 8. STB. Tabel. Laju Produksi Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 8 psi Waktu Laju Produksi (MMSCFD) (tahun) Sumur Sumur Sumur Sumur,,,,,,,,,,,,,,,, Qw (STBD) Gambar.9 Laju Produksi Total vs Waktu Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gp (MMSCF) 8 8 Wp (STB) Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

12 FPT Nossier Turner 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar.8 Laju Alir vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

13 Qw (STBD) Gambar.9 Laju Produksi Total vs Waktu Gambar. Tekanan vs Waktu Pada Sumur Gp (MMSCF) Wp (STB) Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu Tekanan Separator psi Pada produksi gas dengan tekanan separator psi, keempat sumur tidak menunjukkan terjadinya liquid loading. Semua sumur dapat berproduksi sebesar, MMSCF selama lima belas tahun. Kumulatif produksi gas selama lima belas tahun adalah.8 MMSCF dan kumulatif produksi air adalah. STB. Tabel. Laju Produksi Tiap Sumur Pada Tekanan Separator psi Waktu Laju Produksi (MMSCFD) (tahun) Sumur Sumur Sumur Sumur,,,,,,,,,,,,,,,, Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

14 Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur P( psi) Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar.8 Laju alir vs Waktu pada Sumur 8 Qw (STBD) Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar.9 Laju Produksi Total vs Waktu Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

15 Gp (MMSCF) 8 Wp (STB) Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Tekanan Separator psi Berdasarkan hasil simulasi terpadu, dengan penggunaan tekanan separator psi, plateau rate berlangsung selama tahun. Pada tekanan separator psi tidak terjadi fenomena liquid loading. Laju Produksi gas pada sumur mulai menurun sejak tahun ke, karena besarnya tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur tidak terlalu berbeda jauh, sehingga drawdown tidak mampu menghasilkan produksi sebesar. MMSCFD. Sumur mati pada tahun ke empat belas karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir, yang menyebabkan fluida formasi tidak mengalir dari reservoir ke sumur. Selama tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah. MMSCF dan kumulatif produksi air adalah.8 STB. Tabel. Laju Produksi Tiap Sumur pada Tekanan Separator psi Waktu Laju Produksi (MMSCFD) (tahun) Sumur Sumur Sumur Sumur,,,, 8,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur 9 8 Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

16 Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur Gambar. Tekanan vs Waktu pada Sumur 8 8 Gambar.8 Laju Alir vs Waktu pada Sumur Qw (STBD) Gambar. Laju Alir vs Waktu pada Sumur Gambar.9 Laju Produksi Total vs Waktu Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

17 Gp (MMSCF) 8 Gambar. Kumulatif Produksi vs Waktu VI. ANALISIS HASIL SIMULASI TERPADU Berdasarkan hasil simulasi terpadu pada berbagai nilai tekanan separator menunjukkan profil produksi yang berbeda-beda. Berikut adalah tabel perbandingan produksi pada berbagai nilai tekanan separator. Tabel. Perbandingan Produksi pada Berbagai Nilai Tekanan Separator Psep G p W p Plateau Sumur (psi) (MMSCF) (STB) (tahun) yg Mati..., Sumur 8..., Sumur Sumur Berdasarkan tabel diatas tampak bahwa lamanya plateau time pada berbagai tekanan operasi separator tidak sama. Perbedaan tekanan operasi separator menyebabkan perbedaan kumulatif produksi gas dan air. Pada tekanan separator psi plateau rate hanya tercapai selama, tahun. Hal ini disebabkan karena meningkatnya laju produksi air, yang dapat meningkatkan besarnya tekanan dasar sumur dan menyebabkan sumur mati. Kumulatif produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator psi pun paling tinggi yaitu.. STB. Pada tekanan separator psi, plateau rate hanya tercapai selama tahun. Pada tahun ke, sumur telah mati. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir yang besarnya sudah dibawah tekanan dasar sumur terjadi mulai tahun ketiga belas sehingga sumur mati. Dapat dikatakan penggunaan tekanan operasi separator sebesar psi terlalu besar untuk kurun waktu tahun. Dari tabel diatas dapat dilihat bahwa hanya dengan penggunaan tekanan separator sebesar psi dan psi yang mampu mempertahankan Wp (STB) plateau rate sebessar MMSCF selama tahun, sehingga kontrak gas dapat terpenuhi. Namun penggunaan tekanan separator psi dipilih menjadi skenario pengembangan terbaik, karena produksi air yang relatif lebih sedikit dibandingkan tekanan separator psi. Pada tekanan separator psi kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama lima belas tahun adalah sebesar.8 MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar. STB. Dari keempat sumur produksi, sumur merupakan satu-satunya sumur yang mati dalam kurun waktu tahun. Hal ini disebabkan karena letak sumur yang dekat dengan sisi aquifer kuat, yang memiliki jumlah air cukup besar, sehingga air cepat terproduksi pada sumur tersebut dan lama-lama menyebabkan sumur mati. VII. KESIMPULAN DAN SARAN. Kesimpulan. Dalam studi ini semakin tinggi laju produksi gas, liquid loading lebih cepat terjadi.. Dalam studi ini pada laju alir MMSCFD, liquid loading terjadi pada tekanan separator psi, pada tahun ke, dan pada tekanan separator 8 psi pada tahun ke,9.. Sumur merupakan satu-satunya sumur yang mengalami liquid loading, karena letaknya yang dekat dengat aquifer kuat. Pada Tekanan psi, tidak terjadi fenomena liquid loading namun sumur mati karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir.. Dalam studi ini persamaan Nossier lebih baik digunakan dalam prediksi liquid loading, dibanding persamaan Turner.. Skenario terbaik dalam pengembangan lapangan PSF adalah melakukan produksi sumur gas dengan laju produksi sebesar MMSCFD tekanan separator psi yang menghasilkan kumulatif produksi.8 MMSCF (terbesar), kumulatif produksi air. STB (terkecil), dan plateau dapat tercapai selama tahun.. Saran. Pengaruh lokasi surface facilities dan yang terkait dengan panjang flowline serta kompleksitas dari jaringan perlu dipertimbangkan untuk melihat pengaruh liquid loading terhadap sumur.. Dalam hal reservoir gas mempunyai potensi menghasilkan kondensat maka simulasi reservoir, sumur, dan fasilitas permukaan berdasarkan komposisi. Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading

18 VIII. DAFTAR SIMBOL B g B w G p ID k rg k rw N RE P wh P wf P r Q gas S g S w Ф T v crit-t V g V t W P σ = gas formation volume factor, SCF /STB = water formation volume factor, RB/STB = kumulatif produksi gas, MMSCFD = diameter dalam pipa, inches = permeabilitas relatif gas, fraksi = permeabilitas relatif air, fraksi = Reynold Number = tekanan kepala sumur, psi = tekanan alir dasar sumur, psi = tekanan reservoir,psi = laju gas, mmscfd = saturasi gas, fraksi = saturasi air, fraksi = porositas, fraksi = temperature, o R = kecepatan kritis gas Turner = kecepatan alir gas, ft/s = kecepatan terminal, ft/s = kumulatif produksi air, STB = tegangan permukaan antara gas dengan liquid, dyne/cm ρ g = densitas gas, lbf/ft ρ w = densitas air, lbf/ft µ g = viskositas gas, cp IGIP GWC = Initial In Place = Water Contact 8. Khatima, Husnul. Penentuan Laju Alir Minimum Dan Instalasi Plunger Lift Untuk Mengatasi Liquid loading.. Tugas Akhir. IX. DAFTAR PUSTAKA. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.. Neves, T. R. et al. : Elimination of Liquid loading in Low-Productivity Well, SPE Production, March, Turner, R.G. et al. : Analysis and Prediction of Minimum Flowrate for Continuous Removal of Liquid From Wells, SPE Production Engineering, November, 99.. Nossier, M.A.et al. : A New Approach for Accurate Prediction of Loading in Well Under Different Flowing Conditions, SPE Production & Facilities, November,.. Brown, Kermit E. The Technology of Artificial Lift Methods Volume.98. PennWell Books: Tulsa. Beggs, H. Dale. Production OptimizationUsing NODAL TM Analysis OGCI Publications: Tulsa. McCain, William D. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 99. PennWell Books: Tulsa Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 8