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

(1)

Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan

Waktu Buka Sumur Produksi

TUGAS AKHIR

Oleh:

Dimas Ariotomo

12206007

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

(2)

Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan

Waktu Buka Sumur Produksi

TUGAS AKHIR

Oleh:

Dimas Ariotomo

12206007

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. 195509021980031005

(3)

Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Waktu Buka Sumur Produksi 1

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 CO2 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 CO2 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, CO2, optimasi produksi

Abstrack

Reservoir ADF is a dry gas reservoir, and have 48% value of CO2 in X Field. In early production,

cumulative gas is used for gas lift in some of oil production well, but because value of CO2 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, CO2 , production optimization

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

(4)

I. PENDAHULUAN

Reservoir ADF adalah salah satu reservoir gas kering dengan kadar CO2 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 CO2 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 38.200 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.

Pada reservoir dengan kadar karbon dioksida tinggi, menyebabkan pengurangan net hidrokarbon in place

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.

(5)

3

Dimas Ariotomo 12206007

Gambar 3.1.2 Grafik Gas Viscosity

Gambar 3.1.3 Grafik Z Factor

Gambar 3.1.4 Grafik Water FVF

Gambar 3.1.5 Relative Permeability

Componet Mol %

Factor

B.T.U B.T.U/ft3

N2 Nitrogen 0.3

C-1 Methane 38.79 10.1 397 CO2 Carbon Dioxide 48.28 0

C-2 Ethane 7.07 17.69 135.17 H2S Hydrogen Sulfide 6.37 C-3 Prophane 3.36 25.17 94.67 IC4 Iso-Butane 0.91 32.53 39.83 NC4 N-Butane 1.02 32.62 43.46 IC5 Iso-Pentane 0.11 40 4.60 NC5 N-Pentane 0.13 40.09 5.20 C6 Hexanes 47.27 C-7+ Heptanes Plus 56.4 Total 720

Tabel 3.1 Data Analisis Gas

3.2 Sejarah Produksi

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.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Kr Sw Relative Permeability Krw Well-1 Krw Well-2 Krw Well-3 Krg Well-1/2/3

(6)

Gambar 3.2.1 Profil Produksi Sumur 1

Gambar 3.2.4 Profil Produksi Lapangan X

Gambar 3.2.5 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.

0 500 1000 1500 2000 7/24/1998 9/1/2002 10/10/2006 Tekanan Reservoir

(7)

5

Tabel 4.1 Material Balance

Dengan data diatas dibuat plot antara P/Z vs Kumulatif Produksi gas.

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.

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 : 360o

Permeabilitas akuifer : 528 md

Dari gambar tampak bahwa besarnyaWater Drive Index (WDI) adalah sebesar sekitar 20 persen dan dari Depletion Drive sebesar 80 persen.

Gambar 4.2 Presussure Matching

Gambar 4.3 Mekanisme Pendorong

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 200 400 600 800 P/Z (P sig )

Kumulatif Produksi Gas (BSCF)

P/Z Material Balance IGIP Tanggal Pr (Psig) Z P/Z Kumulative Produksi Gas (BSCF) 12/31/1999 1915 0.725 2641 0 4/30/2000 1899 0.726 2616 7.04 8/30/2000 1884 0.729 2584 14.03 4/30/2001 1859 0.73 2547 27.51 8/30/2001 1849 0.732 2526 33.30 4/30/2003 1814 0.735 2468. 55.74 12/30/2004 1720 0.737 2334 99.91 12/30/2005 1660 0.738 2249 131.89 12/30/2006 1583 0.74 2139 167.86 7/31/2007 1540 0.742 2075 189.2

(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.

Dalam pemodelan sistem reservoir dan optimasi produksi digunakan GAP, gambar dapat dilihat sebagai berikut

Gambar 5.1.Pemodelan Sistem Reservoir

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.

Sumur-3 adalah sumur horizontal dengan TVD 4207 feet dan MD 4809 feet, dengan ID tubing 6 inch.

Dari wellhead ketiga sumur tersebut terdapat pipa produksi sepanjang 3000 feet yang bertemu pada suatu manifold. Jarak dari manifold ke separator adalah 10000 feet. Besarnya tekanan separator adalah 80 psig.

Gambar dibawah ini adalah model integrasi dari reservoir hingga separator yang diajukan untuk memenuhi spesifikasi kontrak gas

Gambar 5.1.1 Model Field Facilities Lapangan X

5.2 OPTIMASI PRODUKSI

Optimasi produksi di Lapangan X ini dilakukan dengan tiga skenario.

5.2.1 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.

(9)

7

Gambar 5.2.1.1 Profile Gas Produksi

Gambar 5.2.1.2 Profile Water Produksi

Gambar 5.2.1.3 Profile Water Gas Ratio Produksi

Gambar 5.2.1.4 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.

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 masing-masing 15 MMSCFD.

Berikut adalah profil produksi pada skenario 2.

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Jan-11 Jan-15 Jan-19 Jan-23 Jan-27 Jan-31 Jan-35 Jan-39 Jan-43

Gas R at e (M M SC FD) Waktu Gas Production Profile

(10)

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

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.

(11)

9

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

Berikut adalah tabel perbandingan profil produksi dari setiap skenario pengembangan :

Skenario Plateau

(tahun) (BCF) Gp (MMBW) Wp (%) RF

1 13 670 6.8 93.1

2 13.3 662 6.4 91.9

3 15 667 6.3 92.6

Dari tabel diatas tampak bahwa skenario 1 memberikan plateau rate paling pendek (13 tahun), dan skenario 3 memberikan plateau rate paling panjang (15 tahun)

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

(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

 Untuk hasil yang lebih baik, disarankan menggunakan 3D model yang dapat menunjukkan heterogenitas reservoir yang

dapat menggambarkan drainage area,

kemungkinan interference antar sumur, dll.

VIII. DAFTAR PUSTAKA

1. Abdassah, Doddy: ”Diktat Teknik Gas Bumi”, Teknik Perminyakan ITB, 1998.

2. Beggs, H. Dale: “Production OptimizationUsing

NODALTM_{Analysis”, OGCI Publications: Tulsa,}

1999.

3. Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: “Gas Well Deliquification, 2nd_{", Gulf}

Professional Publishing, 2008.

4. Lea,J.F., Henry V. Nickens, Mike R. Wells: “Gas Well Deliquification: Solutions to Gas

Well Liquid Loading Problems, Gulf

Professional Publishing, 2008. 5. MBAL, PROSPER, GAP User Guide.

6. McCain, William D.: “The Properties Of

Petroleum Fluids Second Edition”, PennWell

Books: Tulsa, 1990.

7. Permadi, Asep: ”Diktat Teknik Reservoir I”, Teknik Perminyakan ITB, 2004.

8. Permadi, Asep: ”Diktat Teknik Reservoir II”, Teknik Perminyakan ITB, 2004.

9. Sajjad, Farasdaq: ”Optimasi Pengembangan

Lapangan Gas Kering PDF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading”, Tugas

Akhir Mahasiswa Teknik Perminyakan ITB, 2010.

(13)

11

X. LAMPIRAN

IPR Sumur Produksi

Gambar 9.1 IPR Sumur 1

Gambar 9.4 Well Diagram

4058’ MD/4058 TVD

Well-3 Completion Diagram (Horizontal Well) Elevation : 37.75’

Top Perforation Tubing 6” Perforated Tubing 9 5/8” Shoe @ 4103’ MD Packer @ 4021’ MD 9-1/8” Hole 4813’ MD/4058’ TVD 2-7/8” SSV @ 300’