_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24
Digital Well Analyzer Sebagai Inovasi Pengukuran Fluid Level
Untuk Mendukung Program Optimasi Produksi
Oleh:
Agus Amperianto, Alfian Mayando, Erick Yosniawan
PERTAMINA EP - UNIT BISNIS EP LIRIK
Kompleks Industrial PERTAMINA EP Region Sumatera Field Lirik Jl. Raya Lintas Timur Sumatra, Lirik Area
Kabupaten Indragiri Hulu – Propinsi Riau Telp. (0769) 7444105
e-mail : agus_amperianto@pertamina-ublirik.com
ABSTRAK
Pada suatu reservoir dengan tenaga pendorong air (Water Drive Mechanism), penurunan tekanan reservoir dan berkurangnya pumped gross production, dapat diidentifikasi dari Pump Submergence yang merupakan tidak optimalnya system injeksi yang diterapkan.
Hal lain yang dapat menyebabkan turunnya gross produksi bisa juga disebabkan oleh efisiensi pompa yang berkurang karena kondisi reservoir atau time limit dari unit pompa tersebut. Oleh karena itu dilaksanakan program peningkatan produksi melalui optimasi, sebagai upaya untuk mengoptimalkan potensi produksi sumur-sumur tersebut.
Langkah – langkah yang ditempuh adalah penyesuaian kondisi operasi maupun desain ulang pompa, dan melakukan re-evaluasi metoda pengangkatan. Untuk mengetahui potensi dari suatu sumur, dipergunakan analisa dengan hasil pembacaan sonolog yang dikenal sebagai DIGITAL WELL ANALYZER.
Melalui pembacaan DIGITAL WELL ANALYZER dapat dilakukan monitoring ketinggian cairan / fluida yang berada di atas pompa (Fluid Above Pump), diidentifikasi ketinggian kolom cairan pada saat tahapan produksi (Operation Fluid Level), serta mengetahui pressure draw-down yang optimal, untuk perhitungan Productivity Index sumur Hal ini semua diperlukan untuk pekerjaan optimasi produksi untuk sumur-sumur pada struktur lapangan tua seperti SAGO – UBEP LIRIK, di Propinsi RIAU.
Keywords : Inovasi, Teknologi dan Aplikasi menuju Difertification Technology untuk Optimasi
Produksi PENDAHULUAN
Struktur Sago mempunyai lapisan produktif dimana umumnya dengan mekanisme pendorong air (waterflooding). Sangat penting mengetahui produksi sumur saat ini dibandingkan terhadap potensinya.
Banyak pertimbangan yang harus diperhatikan sebelum mengambil langkah-langkah yang akan dilaksanakan. Berapa kedalaman puncak cairan, apakah fluid level tersebut kolom minyak atau kolom air,
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24 berapa besar tekanan sumur, dan berapa laju
produksi maksimum yang mampu dicapai sumur tersebut. Test analisa sumur merupakan upaya untuk mengambil langkah dari pertimbangan – pertimbangan di atas.
Bila ternyata ada potensi produksi untuk tambahan produksi minyak tetapi kapsitas atau kondisi operasi pompa (SRP, ESP) terpasang tedak sesuai sehingga dilakukan re-desain baik di permukaan maupun bawah permukaan dengan bantuan
perangkat lunak : Well analyzer and Total Well Management dari Echometer Company.
Keragaman pengangkatan buatan (artificial lift) diperlukan sebagai antisipasi peningkatan produksi dengan penggunaan daya yang optimal. Analisa biaya dilakukan terhadap perubahan yang dilaksanakan di permukaan dan terhadap pemakaian daya pompa (SRP, ESP).
SEJARAH LAPANGAN SAGO
Lapangan ini pertama dikelola oleh SVPM, yang berkantor di Sungai Gerong, Palembang, Sumatra Selatan dan berkantor pusat di 26th, Broadway, New York City, USA. Kegiatan eksplorasi dimulai tahun 1925, pemboran eksplorasi pertama dilakukan pada tahun 1936. Sumur pertama yang menghasilkan minyak adalah sumur LR-003. Pada tanggal 31 Maret 1941 dilakukan test awal pada sumur LS-10 dan menghasilkan minyak 850 BOPD dengan kadar air 30 %.
Lapangan Sago diperkirakan dengan Initial Oil In Place (OOIP) sebesar 284.328.805 barel oil, dan Ultimate Recovery (UR) sebesar 213.246.603 barel oil dengan Recovery Factor (RF) sekitar 75% dari jumlah awal minyak awal ditempat (OOIP). Terhitung jumlah produksi komulatif hingga bulan Desember 2004 sebesar 201.873.451 barel oil, maka diperkirakan sisa cadangan minyak pada 1 Januari 2005 adalah sebesar 11.373.152 barel oil.
PROBLEMA PRODUKSI
Problema pasir untuk struktur Sago mengalami peningkatan dengan cenderung naiknya kadar air sebagai dampak dari injeksi air selain pasir dari lapisan produktif dapat juga dari sisa pasir dari perekahan hidraulik yang tidak termampatkan, atau dari
casing yang bocor, dan ikatan semen yang jelek. Data perawatan sumur selama ini menunjukan bahwa kerusakan sebagian disebabkan oleh pasir.
Lebih dari 40% sumur produksi struktur Sago menunjukan potensi memiliki masalah scale. Penyebab scale adalah tercampurnya air yang tidak kompatibel dari lapisan yang berbeda, perubahan arah dan kecepatan aliran di sekitar perlubangan dan masukan pompa (intake).
Karena sumur-sumur di struktur Sago merupakan sumur dengan sistem injeksi air yang idealnya air yang di injeksikan adalah + 60% dari total air terproduksi, tetapi karena terbatasnya kapasitas pompa injeksi yang tersedia, disebabkan oleh terbatasnya jumlah pompa injeksi yang ada untuk meng-cover injeksi di lapangan, sehingga menyebabkan kecenderungan tinggi kolom cairan dalam formasi menurun yang mengakibatkan cairan tekor.
METODA ANALISA PERILAKU FLUIDA DALAM SUMUR
Dari analisa Total Well Management ini dapat diketahui tekanan casing, tinggi kolom cairan pada saat operasi, tekanan yang masuk ke dalam pompa, tinggi kolom cairan diatas pompa, dan potensi maksimal di sumur.
Identifikasi masalah dalam sumur – sumur dapat dilihat dari perilaku cairan
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24 dalam reservoir apakah cairan yang tekor
atau penurunan efisiensi pompa karena scale dan kepasiran.
STARTEGI OPTIMASI PRODUKSI Strategi Optimasi produksi yang direncanakan untuk mencapai hasil produksi yang optimum dengan penempatan/alokasi pompa yang sesuai dengan kapasitas maksimum dari sumur, sebagai bahan rujukan digunakan data sumur LS – 010, yang sudah dilakukan optimasi dan LS – 114 yang akan direncanakn optimasi, dengan langkah – langkah sebagai berikut : 1. Analisa perilaku fluida pada LS – 010
Dengan tes data acoustic didapat, dapat dilihat pada ( tabel 1)
- SFL = 393,75 Ft - Set Pump = 914 Ft - OFL = 589,8 Ft - WC = 97 %
Dari data di atas dapat di hitung:
-(
)
Psi OFL perfo Mid PWF 05 , 513 32,81 2 , 14 ) 8 , 589 1752 ( 02 , 1 32,81 2 , 14 02 , 1 = × × = × × = (1)-(
)
Psi SFL perfo Mid PS 62 , 599 32,81 2 , 14 ) 75 , 393 1752 ( 02 , 1 32,81 2 , 14 02 , 1 = × × = × × = (2) - Pc = 13,08 Psi- Produktivity Index = 6,88 BFPD/Psi
BFPD BFPD Ps Pwf Ps Pwf Qo Q 71 , 2450 62 , 599 05 , 513 8 , 0 62 , 599 05 , 513 2 , 0 1 596 8 . 0 2 , 0 1 max 2 2 = = = (3) Dari laju produksi maksimum yang di dapat dari LS – 010 pada ( gambar 1), maka dapat di ambil keputusan mengganti pengangkatan buatan SRP kapasitas 600 BFPD dengan pompa ESP yang berkapasitas 2200 BFPD dengan pump setting depth 1095 ft.
Merubah pump seting depth karena pertimbangan dengan bertambahnya kapasitas akan bertambah pula fluida yang akan terangkat maka untuk mencegah terjadinya ketekoran cairan pada sumur. Setelah dilakukan program sumur tersebut, lakukan monitor terhadap perilaku cairan, apakah submergence masih dalam batas aman
Ternyata dari hasil pantauan pada (tabel 2 dan gambar 2) dapat disimpulkan bahwa tinggi kolom cairan masih dalam batas yang aman karena fluida yang berada di atas pompa masih berada pada kedalaman 114,09 Ft atau sekitar 3 joint tubing, ini masih dalam posisi yang aman untuk pompa dari resiko cairan tekor. Dengan bertambahnya kapasitas pompa maka fluida gross yang terangkat sebesar 2200 BFPD atau 66 BOPD, Total penambahan produksi minyak adalah sebesar 48 Barrels.
2. Analisa perilaku fluida pada LS – 114 Dengan tes data acoustic didapat data pada (tabel 3)
- SFL = 786,6 Ft - OFL = 803,8 Ft - Set Pump = 1021 Ft
- WC = 97%
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24
-(
)
Psi OFL perfo Mid PWF 8 , 288 32,81 2 , 14 ) 8 , 803 1458 ( 02 , 1 32,81 2 , 14 02 , 1 = × × = × × = (4)-(
)
Psi SFL perfo Mid PS 39 , 296 32,81 2 , 14 ) 6 , 786 1458 ( 02 , 1 32,81 2 , 14 02 , 1 = × × = × × = (5) - Produktivity Index=32,53 BFPD/PsiBFPD BFPD Ps Pwf Ps Pwf Qo Q 144 , 5418 39 , 296 8 , 288 8 , 0 39 , 296 8 , 288 2 , 0 1 247 8 . 0 2 , 0 1 max 2 2 = = = (6) Dari laju produksi maksimum yang di dapat dari LS – 114 (gambar 3) maka dapat di ambil keputusan mengganti pengangkatan buatan SRP kapasitas 338 BFPD dengan pompa ESP yang berkapasitas 3500 BFPD dengan pump setting depth 1210 ft.
Merubah pump seting depth karena pertimbangan dengan bertambahnya kapasitas akan bertambah pula fluida yang akan terangkat maka untuk mencegah terjadinya ketekoran cairan pada sumur. Setelah dilakukan program sumur tersebut, lakukan monitor terhadap perilaku cairan, apakah submerge masih dalam batas aman .
Dengan bertambahnya kapasitas pompa maka diharapkan fluida gross yang terangkat sebesar 3500 BFPD atau 105 BOPD, Total penambahan produksi minyak adalah sebesar 98 Barrels.
PEMBAHASAN
Banyak perubahan – perubahan yang dilakukan sebagai upaya mempertahankan atau bahkan peningkatan produksi seperti mengganti kapasitas pompa yang sesuai dengan kapasitas dari sumur agar dapat menghasilkan produksi yang optimum.
Dukungan perangkat lunak, terhadap perubahan – perubahan yang dilakukan baik di permukaan maupun di bawah permukaan tidak terlepas dari penggunaan perangkat lunak seperti untuk pengukuran tinggi puncak cairan dengan digital echometer, juga untuk analisa kondisi operasi pompa maupun re – desain pompa sehingga analisa dari data produksi terhadap setiap pekerjaan yang dilakukan di sumur dapat segera dianalisa.
Penerapan dari analisa tinggi kolom cairan yaitu penyesuaian atau re – desain pompa, diversifikasi metoda pengangkatan buatan , analisa biaya dan dukungan perangkat keras dan lunak yang cukup secara berkelanjutan memberi keuntungan maksimal dari pengelolaan suatu lapangan minyak dengan penggunaan teknologi yang tepat pada waktu yang tepat dengan biaya yang kompetitif.
KESIMPULAN
1. Aplikasi perangkat lunak well analyzer dari echometer, membantu melihat peluang peningkatan produksi lebih lanjut seperti dengan menganalisa tinggi puncak cairan pada sumur.
2. Aplikasi perangkat lunak well analyzer dari echometer, membantu pemanfaatan dalam peningkatan produksi dengan redesain pompa maupun diversifikasi metoda pengangkatan buatan.
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24 3. Strategi pengukuran tinggi kolom cairan
dijadikan standard baku untuk teknik produksi.
UCAPAN TERIMA KASIH
Terima kasih kami sampaikan kepada Bpk. Tubagus Nasiruddin selaku General Manager UB-EP Pertamina Lirik, Bpk. Handri Utama selaku Manager Operasi UB-EP Pertamina Lirik, Bpk. Priyandoyo selaku Field Manager UBEP Pertamina Lirik, Bpk Ir. Agus Amperianto selaku Kepala Operasi UBEP Pertamina Lirik yang membuka peluang untuk seluruh karyawan UBEP Lirik serta seluruh karyawan UBEP Pertamina Lirik.
DAFTAR SIMBOL
OFL : Operation Fluid Level, feet SFL : Static Fluid Level, feet
Qmax : Laju Produksi Maksimum, BFPD. Ps : Tekanan statik, Psi.
Pwf : Tekanan Alir Dasar Sumur, Psi. PI : Productivity Index, BFPD/Psi WC : Kadar Air, %
DAFTAR PUSTAKA
Brown, K. E., “The Tecnology of Artificial Lift Method” Vol. 4,Pennwell Publishing Company, Tulsa, 1984.
Echometer Company, “Well Analyzer and TWM Software”,Wichita Falls, Texas, USA, 2003.
File file, Pertamina Unit Bisnis EP Lirik, Indragiri Hulu, Riau, 2007
Sukarno, Pudjo., “Handout Teknik Produksi II”, Fakultas Teknik Perminyakan,UPN “Veteran”, Yogyakarta, 1988
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24
TABEL 1. MONITORING FLUID LEVEL SUMUR SEBELUM WELL SERVICE
SFL SDP OFL FAP
Sumur Tanggal
Joint Feet Tanggal (ftKB) Joint Feet (feet) LS-010 24-Sep-99 12.50 393.75 1-Apr-07 914.00 18.72 589.8 324.2
TABEL 2. MONITORING FLUID LEVEL SUMUR LS-100 SESUDAH WELL SERVICE
SDP Time OFL FAP
(FtKB) (hours) Joint Feet Feet
1059.00 0.50 24.04 757.22 301.78 1.00 25.46 801.89 257.11 2.50 29.67 934.55 124.45 3.00 30.01 945.39 113.61 3.50 30.23 952.09 106.91 4.00 30.29 954.29 104.71 24.00 30.00 944.91 114.09
TABEL 3. MONITORING FLUID LEVEL SUMUR SEBELUM WELL SERVICE
SFL SDP OFL FAP
Sumur Tanggal
Joint Feet Tanggal (ftKB) Joint Feet (feet) LS-114 29-Apr-06 24.97 786.60 19-Apr-07 1021.00 25.52 803.8 217.2
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24
KURVA IPR VOGEL LS-010
0 100 200 300 400 500 600 700 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Qt, BFPD P w f, P si
GAMBAR 1. KURVA IPR LS-010
Grafik Monitoring Operation Fluid Level LS - 010 Grafik Monitoring Operation Fluid Level LS - 010Grafik Monitoring Operation Fluid Level LS - 010 Grafik Monitoring Operation Fluid Level LS - 010
(((( Sesudah well service )Sesudah well service )Sesudah well service )Sesudah well service ) 750 800 850 900 950 1000 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 Time (hours) O p er at io n F lu id L ev el (f ee t)
GAMBAR 2. HASIL PEMANTAUAN TINGGI KOLOM CAIRAN SESUDAH PERAWATAN SUMUR
_____________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-24
KURVA IPR VOGEL LS-114
0 50 100 150 200 250 300 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Qt, BFPD P w f, P si
