Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi TUGAS AKHIR. Oleh: Dimas Ariotomo

Transkripsi

1 Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi TUGAS AKHIR Oleh: Dimas Ariotomo Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2011

2 Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi TUGAS AKHIR Oleh: Dimas Ariotomo Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung Disetujui oleh: Pembimbing Tugas Akhir, Dr. Ir. Sudjati Rachmat DEA NIP

3 Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi Oleh : Dimas Ariotomo* Dr.Ir.Sudjati Rachmat, DEA** Sari Reservoir ADF adalah reservoir gas kering dengan kadar CO 2 48 persen di Lapangan X. Pada mulanya gas yang diproduksi dari reservoir ini dimanfaatkan sebagai sumber gas lift pada sumur-sumur minyak, namun karena kadar CO 2 yang tinggi yang menyebabkan korosif pada fasilitas permukaan, maka sumur-sumur produksi pada reservoir ADF tidak diproduksi lagi. Dalam studi ini akan dibuat kontrak gas melalui produksi ketiga sumur tersebut. Dimulai dari perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) dengan data produksi ketiga sumur tersebut menggunakan metode Material Balance, selanjutnya akan dilakukan optimasi produksi pada tiga sumur ini melalui pemilihan urutan sumur yang akan diproduksikan untuk menentukan skenario pengembangan yang paling baik. Studi pengembangan lapangan X ini dilakukan dengan melakukan pemodelan terpadu sistem reservoir, sumur dan jaringan pipa dengan software yaitu MBAL (simulator reservoir), PROSPER (simulator sumur), dan GAP yang merupakan software penggabung MBAL dan PROSPER serta memodelkan fasilitas permukaan. Kata kunci: gas kering, plateu rate, CO 2, optimasi produksi Abstrack Reservoir ADF is a dry gas reservoir, and have 48% value of CO 2 in X Field. In early production, cumulative gas is used for gas lift in some of oil production well, but because value of CO 2 too high, and causing corosif problem in surface equipment, then, gas production well in reservoir ADF is no longer in production In this study, will be made of gas contract through optimization that three production well. Start with calculating Initial Gas In Place (IGIP) with production data using Material Balance method, then optimizing production on three wells through the selection opening produced well to determine the best development scenario. Development studies this X Field will carried out through an intregated model of reservoir system, wells and pipelines with the software MBAL (reservoir simulator), PROSPER (well simulator), dan GAP which is a software combiner MBAL and Prosper as well as modeling the surface facilities. Keywords: dry gas, plateu rate, CO 2, production optimization *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Waktu Buka Sumur Produksi 1

4 I. PENDAHULUAN Reservoir ADF adalah salah satu reservoir gas kering dengan kadar CO 2 48 persen di Lapangan X. Terdapat tiga sumur produksi yang terdiri dari dua sumur vertikal dan satu sumur horizontal telah pada reservoir ini. Pada mulanya produksi dari ketiga sumur ini dimanfaatkan sebagai sumber gas lift pada sumur-sumur minyak, namun dengan kadar CO 2 yang tinggi dan menyebabkan korosif pada fasilitas permukaan, maka sumur-sumur tersebut tidak diproduksi lagi. Reservoir ADF telah berproduksi selama tujuh tahun dengan total gas produksi sebesar 189 BCF dan air sebesar STB. Dalam paper ini akan dibuat kontrak gas melalui ketiga sumur produksi dengan optimasi pemilihan waktu buka sumur-sumur yang ada. II. TEORI DASAR Produksi gas alam berbeda dengan produksi minyak bumi terutama dalam hal penyimpanan. Pada produksi minyak bumi, penyimpanan dapat dilakukan dengan menggunakan Storage Tank. Sedangkan pada produksi gas membutuhkan tempat yang lebih besar sehingga dalam memproduksi lapangan gas diperlukan kontrak jual beli antara produsen dan komsumen. Dengan adanya kontrak ini maka produsen akan memproduksi gas sesuai dengan permintaan konsumen (isi kontrak) meliputi laju produksinya harian, kadar pengotor yang diizinkan, serta keberlangsungan produksi tersebut. Reservoir gas umumnya dapat diproduksikan dengan recovery factor diatas 80 persen, jika reservoir tersebut adalah reservoir gas kering tanpa adanya akuifer. Hal ini disebabkan gradien tekanan gas yang rendah sekitar 0.08 psi/ft dalam kondisi statik dan 0.01 psi/ft dalam kondisi dinamis pada pipa. Hadirnya akuifer pada reservoir gas dapat menurunkan recovery faktor karena saat air mulai terproduksi maka kecepatan alir gas akan relatif lebih turun dibandingkan tanpa memproduksi air. dibandingkan initial gas in placenya. Dengan adanya karbon dioksida juga menyebabkan nilai heating value gas pada reservoir tersebut menjadi lebih rendah. Seain itu adanya karbon dioksida dapat menyebabkan kemungkinan terjadinya korosif pada pipa bila sumur gas selain memproduksikan gas juga memproduksikan air. Sehingga untuk menangani masalah tersebut biasanya pada reservoir dengan kadar karbon dioksida tinggi, digunakan pipa produksi dengan bahan dasar berlapiskan chrome. III. RESERVOIR PROPERTIES DAN SEJARAH PRODUKSI 3.1 Reservoir Properties Reservoir ADF adalah reservoir gas kering dengan tekanan reservoir mula-mula 1915 psig dan temperatur 173 F. Reservoir ADF memiliki besarnya permeabilitas rata-rata 528 md dan porositas rata-rata 0, 3. Ketebalan reservoir adalah 63 feet. Berikut adalah data PVT dari reservoir ADF. Gambar Grafik Gas FVF Pada reservoir dengan kadar karbon dioksida tinggi, menyebabkan pengurangan net hidrokarbon in place 2

5 Gambar Grafik Gas Viscosity Kr Relative Permeability Krw Well-1 Krw Well-2 Krw Well-3 Krg Well-1/2/ Sw Gambar Relative Permeability Gambar Grafik Z Factor Componet Mol % N2 Nitrogen 0.3 Factor B.T.U B.T.U/ft 3 C-1 Methane CO2 Carbon Dioxide C-2 Ethane Hydrogen H2S Sulfide 6.37 C-3 Prophane IC4 Iso-Butane NC4 N-Butane IC5 Iso-Pentane NC5 N-Pentane C6 Hexanes C-7+ Heptanes Plus 56.4 Total 720 Tabel 3.1 Data Analisis Gas 3.2 Sejarah Produksi Gambar Grafik Water FVF Reservoir ADF diproduksi melalui 3 sumur produksi, dimana sumur-1 dan sumur-2 adalah sumur vertikal dan sumur-3 adalah sumur horizontal. Berikut adalah profil produksi dari setiap sumur pada reservoir ADF. 3

6 Gambar Profil Produksi Sumur 1 Gambar Profil Produksi Lapangan X 2000 Tekanan Reservoir /24/1998 9/1/ /10/2006 Gambar Profil Produksi Sumur 2 Gambar Tekanan Reservoir IV. MATERIAL BALANCE Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada reservoir ADF dihitung dengan metode P/Z material balance berdasarkan data produksi yang ada. Nantinya reservoir ADF akan dimodelkan sebagai tank yang homogen. Tabel dibawah ini memuat data yang digunakan dalam perhitungan IGIP pada reservoir ADF. Gambar Profil Produksi Sumur 3 4

7 Tanggal Pr (Psig) Z P/Z Tabel 4.1 Material Balance Kumulative Produksi Gas (BSCF) 12/31/ /30/ /30/ /30/ /30/ /30/ /30/ /30/ /30/ /31/ Setelah dilakukan pressure matching terhadap kumulatif produksi gas didapatkan model akuifer pada reservoir ADF ini adalah dengan : Jari-jari reservoir : 9725 feet Ketebalan reservoir : 63 feet Jari-jari aquifer /jari-jari reservoir : 4.4 Sudut Pengurasan : 360 o Permeabilitas akuifer : 528 md Dengan data diatas dibuat plot antara P/Z vs Kumulatif Produksi gas. Dari gambar tampak bahwa besarnyawater Drive Index (WDI) adalah sebesar sekitar 20 persen dan dari Depletion Drive sebesar 80 persen. P/Z Material Balance P/Z (Psig) IGIP 500 Gambar 4.2 Presussure Matching Kumulatif Produksi Gas (BSCF) Gambar 4.1 Grafik P/Z Material Balance Berdasarkan evaluasi material balance reservoir ADF memiliki Initial Gas In Place Sebesar 721 BSCF. Dari plot diatas tampak bahwa beberapa titik terakhir tidak membentuk garis lurus dengan titik-titik sebelumnya, hal ini mengindikasikan adanya akuifer yang berhubungan dengan reservoir ADF. Dalam studi ini digunakan model akuifer Hurst Van Everdingen. Gambar 4.3 Mekanisme Pendorong 5

8 V. OPTIMASI PRODUKSI RESERVOIR ADF Dalam studi ini akan dibuat kontrak gas dengan DCQ (Daily Contract Quantity) yang diinginkan konsumen adalah: 50 BBTU/day selama 15 tahun. Dengan nilai gas heating value sebesar 720 btu/scf maka besarnya gas yang harus diproduksikan dari Lapangan X adalah sebesar 70 mmscfd. Dari wellhead ketiga sumur tersebut terdapat pipa produksi sepanjang 3000 feet yang bertemu pada suatu manifold. Jarak dari manifold ke separator adalah feet. Besarnya tekanan separator adalah 80 psig. Gambar dibawah ini adalah model integrasi dari reservoir hingga separator yang diajukan untuk memenuhi spesifikasi kontrak gas Dalam pemodelan sistem reservoir dan optimasi produksi digunakan GAP, gambar dapat dilihat sebagai berikut Gambar Model Field Facilities Lapangan X 5.2 OPTIMASI PRODUKSI Gambar 5.1.Pemodelan Sistem Reservoir Optimasi produksi di Lapangan X ini dilakukan dengan tiga skenario. 5.1 PEMODELAN RESERVOIR, SUMUR, DAN FASILITASl PERMUKAAN Reservoir ADF dimodelkan dengan tank model yang homogen dengan adanya aquifer. Sumur-1 merupakan sumur vertikal dengan TVD 4235 feet, ID tubing 3 inch. Sumur-2 merupakan sumur vertikal dengan TVD 4198 feetdengan ID tubing 3 inch Skenario 1 Dalam skenario 1 pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka ketiga sumur produksi bersamaan. Ketiga sumur tersebut dibuka dengan harapan total produksi 70 MMSCFD. Besarnya rate yang diharapkan dari setiap sumur adalah : Sumur-1 40 MMSCFD, sumur-2 15 MMSCFD, Sumur-3 15 MMSCFD. Sumur-3 adalah sumur horizontal dengan TVD 4207 feet dan MD 4809 feet, dengan ID tubing 6 inch. 6

9 80 Gas Production Profile Well-3 Well-2 Well-1 Field Gas Rate (MMSCFD) Jan-11 Jan-15 Jan-19 Jan-23 Jan-27 Jan-31 Jan-35 Jan-39 Jan-43 Waktu Gambar Profile Gas Produksi Gambar Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu Dengan skenario 1 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 13 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 481 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 670 BCF Skenario 2 Gambar Profile Water Produksi Dalam skenario 2, pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka sumur horizontal dengan rate 70 MMSCFD. Setelah laju produksi sebesar 70 MMSCFD tidak bisa tercapai, maka sumur tersebut dibuka pada laju produksi 40 MMSCFD dan dua sumur lainnya dibuka dengan laju produksi masingmasing 15 MMSCFD. Berikut adalah profil produksi pada skenario 2. Gambar Profile Water Gas Ratio Produksi 7

10 Gambar Profile Gas Produksi Gambar Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu Dengan scenario 2 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 13.3 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 473 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 662 BCF Skenario 3 Gambar Profile Water Produksi Dalam skenario 3, pengembangan lapangan dilakukan dengan membuka sumur horizontal dengan rate 70 MMSCFD. Setelah laju produksi sebesar 70 MMSCFD tidak bisa tercapai, maka sumur tersebut dibuka pada laju produksi 50 MMSCFD dan Sumur-2 dibuka pada laju produksi 20 MMSCFD. Saat total produksi pada kedua sumur tersebut dibawah 70 MMSCFD, maka sumur ketiga dibuka dengan laju produksi 10 MMSCFD. Berikut adalah profil produksi pada skenario 2. Gambar Profile Water Gas Ratio Produksi 8

11 Gambar Profile Gas Produksi Gambar Profil Tekanan Reservoir dan Saturasi air VS Waktu Dengan skenario 3 plateau rate sebesar 70 MMSCFD tercapai selama 15 tahun, kumulatif produksi sampai semua sumur mati 478 BCF, dan Estimate Ultimate Recovery (EUR) 667 BCF. VI. ANALISIS DAN PEMBAHASAN Gambar Profile Water Produksi Berikut adalah tabel perbandingan profil produksi dari setiap skenario pengembangan : Skenario Plateau (tahun) Gp (BCF) Wp (MMBW) RF (%) Dari tabel diatas tampak bahwa skenario 1 memberikan plateau rate paling pendek (13 tahun), dan skenario 3 memberikan plateau rate paling panjang (15 tahun) Gambar Profile Water Gas Ratio Produksi Skenario 1 memberikan plateau paling pendek dikarenakan sumur-3 tidak dapat mempertahankan laju produksi sebesar 15 MMSCFD pada tahun ke 13. Hal ini disebabkan karena sumur 3 yang memproduksikan air relatif lebih banyak dibandingkan sumur-2 pada laju produksi gas yang sama. Hal ini menyebabkan kecepatan slip antara air dan gas pada sumur 2 lebih rendah, sehingga laju 9

12 produksi pun mengalami penurunan. Namun pada skenario 1 menghasilkan Estimate Ultimate Recovery paling tinggi (670 BCF, Recovery Faktor: 93%). Hal ini terjadi karena, besarnya penurunan tekanan reservoir pada skenario 1 relatif lebih cepat dibanding kedua skenario yang lain, akibat air yang terproduksi lebih banyak. Dengan penurunan tekanan reservoir yang lebih tinggi, maka besarnya water influx akan menjadi lebih banyak karena drawdown antara tekanan akuifer dan tekanan reservoir menjadi lebih tinggi. Skenario 3 menghasilkan plateau paling lama, selama 15 tahun. Hal ini disebabkan strategi produksi dengan membuka terlebih dahulu sumur-3 dengan besarnya relative permeability paling rendah pada berbagai harga saturasi dibandingkan dua sumur lainnya, membuat kecepatan slip antara gas dan air menjadi lebih tinggi. Walaupun skenario 3 menghasilkan plateau paling lama, kumulatif produksi yang dihasilkan hingga semua sumur mati lebih rendah dibanding skenario 1. Hal ini disebabkan karena kumulatif air yang diproduksikan pada skenario 3 relatif lebih rendah dibandingkan skenario 1. Sehingga besarnya water influx pun menjadi relatif lebih sedikit dibandingkan dengan skenario 1. VII. KESIMPULAN DAN SARAN 7.1 Kesimpulan Besarnya IGIP Reservoir ADF pada Lapangan X adalah 721 BSCF gas setara dengan 375 BSCF hidrokarbon. Reservoir ADF memiliki tenaga pendorong deplesi alami (80 persen) dan water drive yang relatif kecil (20 persen). Skenario pengembangan yang paling baik adalah skenario 3, dengan membuka terlebih dahulu sumur horizontal, setelah plateau rate tidak tercapai dibuka sumur-2, hingga tidak tercapai dibuka sumur-3. Skenario 3 menghasilkan plateau rate selama 15 tahun dengan kumulatif produksi 667 BSCF gas setara dengan 346 BSCF hidrokarbon. Adanya akuifer pada studi ini, tidak berpengaruh secara signifikan terhadap faktor perolehan gas karena tenaga pendorong dari akuifer yang relative lemah. 7.2 Saran VIII. Untuk hasil yang lebih baik, disarankan menggunakan 3D model yang dapat menunjukkan heterogenitas reservoir yang dapat menggambarkan drainage area, kemungkinan interference antar sumur, dll. DAFTAR PUSTAKA 1. Abdassah, Doddy: Diktat Teknik Gas Bumi, Teknik Perminyakan ITB, Beggs, H. Dale: Production OptimizationUsing NODAL TM Analysis, OGCI Publications: Tulsa, Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: Gas Well Deliquification, 2 nd ", Gulf Professional Publishing, Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: Gas Well Deliquification: Solutions to Gas Well Liquid Loading Problems, Gulf Professional Publishing, MBAL, PROSPER, GAP User Guide. 6. McCain, William D.: The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition, PennWell Books: Tulsa, Permadi, Asep: Diktat Teknik Reservoir I, Teknik Perminyakan ITB, Permadi, Asep: Diktat Teknik Reservoir II, Teknik Perminyakan ITB, Sajjad, Farasdaq: Optimasi Pengembangan Lapangan Gas Kering PDF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading, Tugas Akhir Mahasiswa Teknik Perminyakan ITB,

13 X. LAMPIRAN IPR Sumur Produksi Well-3 Completion Diagram Elevation : / MD Gambar 9.1 IPR Sumur 1 9 5/ MD Top Perforation Tubing 6 Perforated Tubing 9-1/8 Hole 4813 MD/4058 TVD Gambar 9.4 Well Diagram Gambar 9.2 IPR Sumur 2 Gambar 9.3 IPR Sumur 3 11