OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI

(1)

OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA

LAPANGAN GAS TERDIPLESI

TUGAS AKHIR

Oleh:

IMRON FAJAR KURNIAWAN

NIM 12204059

Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

(2)

OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA

LAPANGAN GAS TERDIPLESI

TUGAS AKHIR

Oleh:

IMRON FAJAR KURNIAWAN

NIM 12204059

Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan

Institut Teknologi Bandung

Tanggal Pengesahan :

Disetujui oleh:

Pembimbing Tugas Akhir

(Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.)

NIP : 131875447

(3)

This paper is dedicated into

my parents, Kusnan Effendi and Siti Sundari, whose give me the hugest support,

my brother and sister,

(4)

OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI

(

INTEGRATED PRODUCTION OPTIMIZATION AT DEPLETED GAS FIELD

)

Imron Fajar Kurniawan

Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

Sari

Lapangan X merupakan suatu lapangan gas raksasa yang saat ini telah terdeplesi. Saat ini recovery

factornya telah lebih dari 80% dengan ultimate RF yang diperkirakan mencapai 96.75% . Tekanan reservoirnya

telah turun pada kisaran 500 psi. Karena tekanan reservoir yang telah kecil ini, maka dibutuhkan suatu strategi optimasi produksi untuk tetap dapat mengambil cadangan yang tersisa pada rate yang optimum.

Untuk tujuan ini, dibutuhkan suatu kajian terintegrasi dari berbagai bidang untuk menganalisa strategi yang tepat untuk optimasi produksi. Disini kami melakukan studi dengan mengintegrasikan ilmu Teknik Produksi dan Teknik Reservoir untuk mendapatkan strategi yang paling baik.

Beberapa pilihan strategi antara lain pengasaman, memperbesar tubing, menambah perforasi, optimasi fasilitas permukaan, serta pendukung tekanan. Karena keterbatasan data, paper ini hanya akan membahas mengenai pengasaman dan pencabutan tubing 7 inch pada lubang dengan ukuran casing 9⅝ inch (produksi langsung melalui casing). Disini, kami menggunakan set dat 9 buah sumur dari lapangan ini yang mewakili masing-masing cluster.

Hasil dari studi kami menunjukkan bahwa pengasaman merupakan strategi yang paling optimal. Pengasaman pada sumur dengan skin sebesar 1 akan meningkatkan laju produksi sebesar 20% sedangkan untuk sumur dengan skin sebesar 16.5 akan meningkatkan laju produksi sebesar 250%. Pencabutan tubing 7 inch hanya memberikan sedikit efek pertambahan. Sumur yang rate awalnya 2.2 MMscfd, ketika tubingnya dicabut hanya akan memberikan penambahan sebesar 0.6% sedangkan sumur terbesar dengan rate awal 27 MMscfd hanya akan memberikan penambahan sebesar 12.5%.

Kata Kunci : deplesi, strategi, pengasaman, pencabutan tubing, terintegrasi.

Abstract

X field is a giant gas field which has depleted. Nowadays, the recovery factor is exceeded 80% with the ultimate recovery factor at about 96.75%. The reservoir pressure has dropped to around 500 psi. Due to this low reservoir pressure, it needs a production optimization strategy to withdraw the remaining reserve at optimum rate.

For this purpose, it needs an integrated study from some discipline to analyze the appropriate strategy for production optimization. Here, we make a study by integrating Production and Reservoir engineering to get the best strategy.

Acidizing, increasing tubing diameter, reperforations, surface facilities optimization, and pressure maintenance is choices of the strategy. Due to the lack of data, this paper just investigate about acidizing and pulling out the 7 inch tubing at 9⅝ inch casing diameter (producing directly from 9⅝ inch casing). Here, we will use sets data of 9 wells in this field which represents each cluster.

The result of our study indicates that acidizing is the most optimal strategy. Acidizing to a well with skin=1will increasing the production rate as much as 20% while a well with skin=16.5 the production rate will increase as much as 250%. Pulling out 7 inch tubing just give a little effect into performance of the well. The well with the initial rate at 2.2 MMscfd will increase the production rate as much as 0.6% when the tubing have pulled out. While the well with 27 MMscfd initial rate will give as much as 12.5% increasing rate.

(5)

I. Pendahuluan

Lapangan X adalah suatu lapangan gas raksasa yang telah beroperasi selama lebih dari 30 tahun. Saat ini lapangan X telah mengalami depletion dengan tekanan reservoir berkisar antara 400-600 psi dengan recovery factor yang telah berada diatas 80%. Cadangan yang masih tersisa diharapkan dapat tetap

diambil dengan laju produksi yang optimum.

Dikarenakan tekanan yang telah kecil maka

diperlukan suatu strategi sehingga sumur-sumur tetap mampu berproduksi pada rate optimumnya.

Untuk itu perlu dilakukan studi secara

terintegrasi dari Teknik Reservoir dan Teknik

Produksi mengenai kemungkinan-kemungkinan yang dapat dilakukan untuk bisa mempertahankan laju

produksi sumur-sumur di lapangan ini.

Kemungkinan-kemungkinan yang akan diambil

antara lain, penarikan tubing produksi sehingga berproduksi langsung melalui production casing, acidizing, menambah zona perforasi, optimasi dalam proses pemboran, dan optimasi fasilitas produksi permukaan. Namun karena keterbatasan data, pada

paper ini studi akan dibatasi hanya mengenai

penarikan tubing produksi dan pengasaman.

1.1 Reservoir dan Fluida Reservoir Lapangan X

Jenis reservoir pada lapangan X adalah limestone dengan sistem dual porosity yang diendapkan pada zaman Early Miocene. Ketebalan pada puncak reservoirnya mencapai 700 ft dengan permeabilitas berkisar 10-200 mD. Mekanisme pendorongannya adalah depletion drive tanpa adanya indikasi water

drive. Adapun jenis fluida

reservoirnya adalah wet gas

dengan faktor volume

formasi sebesar 278.8 scf/rf. Lapangan X mempunyai total 111 sumur yang dibagi menjadi empat cluster, yaitu Cluster I – IV. Tekanan

rata-rata saat ini telah turun

hingga 400 Psi di sekitar Cluster I dan II dan 600 Psi di sekitar Cluster III dan IV. Gambar 1 menunjukkan bentuk dari reservoir lapangan X. Puncak antiklin terletak pada Cluster III dan IV yang menyebabkan potensi dari Cluster III dan IV lebih besar dibandingkan Cluster I dan II.

1.2 Ultimate Recovery Factor

Recovery factor dari lapangan gas sangat

bergantung pada tekanan abandonmentnya. Jika kita

gunakan tekanan abandonment sebesar 200 psi maka

ultimate recovery factornya adalah sebesar 96.75%.

Lampiran A menunjukkan sensitivitas harga RF pada tekanan abandon yang berbeda-beda. Dari sini

menunjukkan bahwa makin kecil tekanan

abandonmentnya maka recovery factornya makin

tinggi.

II. Metodologi Penelitian

Seperti telah disebutkan pada subbab diatas, dalam paper ini akan dilakukan studi mengenai

beberapa kemungkinan peningkatan kemampuan

sumur yaitu dengan melakukan pengasaman dan pencabutan tubing. Studi mengenai hal ini akan dilakukan secara terintegrasi dari Teknik Reservoir

yaitu analisis decline curve dan karakterisasi

reservoir dengan Teknik Produksi yaitu Analisis Sistem Nodal.

Gambar 2 menunjukkan teknis pengerjaan

mengenai metode yang dipakai.

Dari decline curve analysis, akan kita dapatkan

cadangan tersisa dari tiap-tiap sumur yang

menunjukkan potensi dari sumur. Sumur-sumur dengan potensi besar akan diprioritaskan untuk dilakukan optimasi produksi. Kemudian dari analisa uji sumur akan diperoleh karakteristik dari reservoir

yaitu AOFP, Pws, Skin, dan Flow Efficiency kemudian

akan dilakukan penentuan kemampuan sumur dengan

kondisi yang ada (kasus 1/dasar) dengan

menggunakan Analisis Nodal.

Pada kasus kedua dilakukan pengasaman yaitu

dengan mengoreksi AOFP mengunakan flow

efficiency sehingga didapatkan AOFP yang tanpa

factor skin. Dari AOFP yang tanpa factor skin ini didapatkan IPR yang kemudian dilakukan analisis nodal. Hasil dari analisis nodal ini akan digunakan untuk memperbaiki sistem yang ada.

Gambar 1. Penampang Reservoir Lapangan X

(6)

Optimasi Produksi Terintegrasi Pada Lapangan Gas Terdiplesi

3

Pada kasus ketiga dilakukan pencabutan tubing sehingga produksi langsung melalui casing 9⅝ inch. Analisis Nodal dilakukan dengan mengubah ukuran tubing produksi menjadi 9⅝ inch sehingga diketahui laju alir optimum pada kondisi ini.

Untuk lebih mempermudah pemahaman dalam

penggunaan metodologi ini, di Lampiran B

disertakan contoh perhitungan beserta

langkah-langkah yang perlu dilakukan.

Metodologi yang telah disampaikan diatas akan diterapkan pada 9 buah sumur yang mewakili

masing-masing cluster. Tiap-tiap sumur telah

dilengkapi oleh data produksi selama 10 tahun terakhir dan data tes yang telah dilakukan pada masa lampau.

III. Decline Curve dan Karakterisasi Reservoir 3.1 Analisis Decline Curve

Analisa d ecline curve dilakukan dengan

menggunakan data produksi selama 10 tahun. Dari data ini akan dilakukan analisa d ecline curve dari setiap sumur sehingga didapatkan hasil berupa laju alir gas, dan cadangan tersisa dengan asumsi laju gas

abandonment sebesar 0.5 MMSCFD. Dari cadangan

tersisa ini akan ditentukan sumur-sumur yang

menjadi prioritas untuk dilakukan optimasi produksi yaitu sumur-sumur dengan cadangan yang masih tinggi. Hasil analisa ini ditunjukkan pada Tabel 1.

Sumur Laju alir (MMScfd) Cadangan Sisa (MMSCF) Prioritas (urutan potensi) A-16 1.18 816.81 8 A-20 4.83 5444.38 6 A-21 0.23 Mati --B-5 3.57 5747.59 5 B-15 3.74 6485.31 4 C-11 4.77 6956.87 3 C-14 3.80 4580.63 7 D-7 5.08 9719.63 1 D-15 5.79 7193.50 2

Dari tabel diatas, dapat kita lihat bahwa beberapa

sumur sebenarnya masih mempunyai cadangan

tersisa yang cukup besar sehingga ada kemungkinan untuk bisa ditingkatkan kinerja produksinya. Oleh karena itu akan dilakukan karakterisasi reservoir untuk selanjutnya dilakukan analisis nodal untuk mengetahui kemampuan sumur yang sebenarnya.

3.2 Karakterisasi Reservoir

Pada lapangan X ini telah dilakukan

serangkaian pengujian sumur pada beberapa sumur

pada masa lampau (berkisar antara tahun 1990-1995).

Dengan bantuan software PTA, didapatkanlah

analisis dari beberapa sumur dengan hasil seperti ditunjukkan oleh Tabel 2 berikut.

Analisis ini menggunakan metode Type Curve dan Horner Plot yang ditunjukkan pada Lampiran C.

IV. Analisis Skenario Optimasi Produksi 4.1 Kasus 1 : Kasus Dasar

Dalam kasus dasar ini tidak terjadi perubahan terhadap kondisi yang ada saat ini. Hasil dari kasus

dasar ini kemudian akan digunakan sebagai

pembanding untuk kasus-kasus dengan upaya

optimasi produksi yang akan dilakukan. Nodal Analysis

Nodal analysis bertujuan untuk

mengkombinasikan berbagai analisis dari tiap

komponen sumur mulai dari reservoir, tubing,

flowline hingga separator sehingga dapat digunakan untuk memperkirakan laju alir optimum dari sistem sumur tersebut pada berbagai kondisi. Hasil dari analisis nodal berupa kurva inflow dan kurva outflow

yang perpotongannya

merupakan laju alir optimum dari sumur yang bersangkutan. Seperti ditunjukkan pada

Gambar 3 berikut, analisis

sistem nodal dilakukan

menggunakan titik nodal di

depan perforasi. Kemudian

diasumsikan tekanan kepala

sumur Pwhsebesar 100 Psi dan

tubingnya berdiameter 7 inchi.

Dengan titik nodal di

depan perforasi ini maka kita mempunyai kurva inflow yang

disusun dari sistem aliran

reservoir atau IPR (Inflow

Performance Relationship) dan kurva outflow yang Sumur Model

Reservoir k S FE AOFP Pws

A-16 Infinite Acting 15 1.3 0.79 89.04 1553

A-20 Infinite Acting 43 0 1.00 537 2472

A-21 Infinite Acting 9 2.6 0.81 262.7 2485

B-5 Composite 16 1 0.80 324.4 2260 B-15 Constant Pressure 8 -0.8 1.10 479 3250 C-11 Constant Pressure 25 16.5 0.27 221.6 2795 C-14 Composite 16 6 0.72 237 3385 D-7 Infinite Acting 60 18.5 0.27 253.7 2950 D-15 Constant Pressure 55 9.6 0.30 450 3766

Tabel 1. Hasil Analisa Decline Curve

Tabel 2 . Hasil Analisa Well Testing

Gambar 3.Komponen Sistem Nodal

(7)

merupakan tekanan dasar sumur yang mengalami penurunan tekanan sepanjang tubing.

Inflow Performance Relationship (IPR)

Dari data uji sumur kita mempunyai serangkaian data tekanan pada berbagai laju alir. Diperlukan

harga AOFP dan Pws dari tiap-tiap sumur untuk

menyusun IPR. IPR yang akan digunakan adalah Jones equation seperti dituliskan pada persamaan 1 berikut.

2 2 2

ws wf

P

- P

= A q + B q

(1)

dimana Pws: Tekanan statik reservoir, Psi

Pwf: Tekanan dasar sumur, Psi

A : koefisien turbulensi, psi2/MMscf2/d2

B : koefisien laminar, psi2_/MMscf/d

Data IPR yang kita tersedia ini merupakan data

pada saat dilakukan tes dimana tekanan

reservoirnya masih tinggi. Untuk itu akan

dilakukan prediksi IPR saat ini dari data masa lalu yang telah kita punyai tersebut. Prediksi yang dilakukan adalah dengan membandingkan harga AOFP dengan pseudopressure sesuai persamaan 2 berikut ini. 0.2 0.8 f f f p p p A O F P A O F P          _  _   (2)

Tabel 3 menunjukkan hasil prediksi AOFP saat ini dari AOFP masa lalu dengan asumsi tekanan rata-rata reservoir saat ini untuk cluster I dan II adalah 400 psi dan cluster III dan IV sebesar 600 psi.

No Sumur AOFPmasa lalu AOFPsaat ini

1 A-16 89.04 1.84 2 A-20 304.4 3.24 3 A-21 262.7 2.78 4 B-5 324.4 3.78 5 B-15 353 3.16 6 C-11 221.6 5.60 7 C-14 338 7.69 8 D-7 253.7 5.77 9 D-15 450 9.88

Hasil lengkap mengenai perhitungan AOFP dan Grafik Kurva Pseudopressure sebagai fungsi dari tekanan dapat dilihat pada Lampiran D.

Penghilangan Koefisien Laminer

Seperti ditunjukkan pada Persamaan 1 diatas, dalam penyusunan IPR berarti kita mempunyai dua variabel yang tidak diketahui yaitu A, koefisien turbulensi, dan B, koefisien laminar.

Dengan hanya dua data yang diketahui yaitu P_ws

dan AOFP maka kita tidak mungkin untuk

menentukan dua koefisien (A dan B) secara sekaligus. Maka kita akan membuat Persamaan

Jones menjadi lebih simple dengan

menghilangkan koefisien laminar (B) sehingga didapatkan Persamaan 2.

2 2 2

ws wf

P

- P

= A q

(3)

Sebenarnya koefisien laminar pada persamaan diatas tidak dihilangkan akan tetapi dilebur kedalam koefisien turbulen. Dalam reservoir gas hal ini cukup beralasan mengingat adanya kenyataan bahwa aliran di reservoir gas lebih didominasi oleh aliran turbulen daripada laminar. Adapun perbandingan antara Jones IPR dengan dan tanpa koefisien laminar dapat dilihat pada Lampiran E. Dari perbandingan ini terbukti bahwa penghilangan koefisien laminar tetap memberikan hasil yang akurat dengan error yang kecil.

Selanjutnya dengan input AOFP saat ini yang didapatkan pada Tabel 3 dan tekanan rata-rata sebesar 400 psi pada Cluster I dan II dan 600 Psi pada Cluster III dan IV, kita dapat menyusun IPR dari tiap sumur seperti ditunjukkan pada Tabel 4.

Sumur Saat ini A IPR

Pws AOFP A-16 400 1.84 47131.6 Pws2– Pwf2= 47131.6 q2 A-20 400 3.24 15278.8 Pws2– Pwf2= 15278.8 q2 A-21 400 2.78 20706.4 Pws2– Pwf2= 20706.4 q2 B-5 400 3.78 11175.1 Pws2– Pwf2= 11175.1 q2 B-15 400 3.16 16017.8 Pws2– Pwf2= 19250.5 q2 C-11 600 5.60 11488.8 Pws2– Pwf2= 1114.88 q2 C-14 600 7.69 6094.15 Pws2– Pwf2= 6094.15 q2 D-7 600 5.77 10817.3 Pws2– Pwf2= 67256.5 q2 D-15 600 9.88 3688.36 Pws2– Pwf2= 3688.4 q2

Outflow (WHP dan Tubing Performance)

Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 7” pada tiap laju alir. Tubing performance dari tiap laju alir

digenerate menggunakan software PIPESIM

(berdasarkan korelasi Begs&Brill).

Setelah didapatkan kurva inflow dan outflow yang diplot pada grafik Pwf vs Q, maka perpotongan

Tabel 3. Prediksi AOFP

(8)

5

kedua kurva merupakan laju alir optimum dari tiap sumur yang ditunjukkan pada Tabel 5.

No Sumur Laju Alir, MMSCFD

1 A-16 1.754 2 A-20 5.29 3 A-21 2.644 4 B-5 3.591 5 B-15 4.05 6 C-11 5.46 7 C-14 5.28 8 D-7 5.624 9 D-15 9.53

Adapun Plot Nodal analysis dari beberapa sumur pada berbagai kasus dapat dilihat pada Lampiran F.

4.2 Kasus 2 : Pengasaman

Pengasaman atau acidizing adalah suatu proses

stimulasi sumur yang akan meningkatkan

produktivitas dari sumur. Kenaikan produktivitas ini disebabkan oleh turunnya faktor skin pada sumur

yang bersangkutan. Untuk menganalisa perlu

tidaknya suatu sumur dilakukan acidizing, kita harus

mengetahui besarnya skin dari sumur seperti

ditunjukkan pada hasil karakterisasi reservoir seperti ditunjukkan pada Tabel 3 .

Nodal Analysis

Dengan adanya pengasaman, kurva IPR akan berubah menjadi lebih keatas karena meningkatnya PI dari sumur dimana harga skin yang semula positif kita anggap menjadi 0. Untuk menentukan

IPR yang baru terlebih dahulu kita akan

menentukan AOFP setelah pengasaman yang

mengikuti Persamaan 4 berikut ini.

before acidizing after acidizing

AOFP

FE



(4)

Hasil lengkap AOFP dan IPR setelah adanya pengasaman pada berbagai sumur ditunjukkan pada Tabel 6.

Sumur AOFP FE AOFP

tanpa skin IPR tanpa skin

A-16 1.84 0.79 2.32 Pws2– Pwf2= 29653.6q2 A-20 5.61 1.00 5.61 Pws2– Pwf2= 5089.4 q2 A-21 2.78 0.81 3.45 Pws2– Pwf2= 13428 q2 B-5 3.78 0.80 4.70 Pws2– Pwf2= 7236.4 q3 B-15 4.27 1.10 4.27 Pws2– Pwf2= 8770 q2 C-11 5.60 0.27 20.56 Pws2– Pwf2= 851.23 q2 C-14 5.41 0.72 7.50 Pws2– Pwf2= 6400 q2 D-7 5.80 0.27 21.87 Pws2– Pwf2= 752.44 q2 D-15 9.88 0.30 32.93 Pws2– Pwf2= 332 q2 Outflow (WHP dan Tubing Performance)

Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 7” pada tiap laju alir. Tubing performance dari tiap laju alir digenerate menggunakan software PIPESIM. Kemudian didapatkan laju alir optimum sesudah acidizing yang ditunjukkan pada Tabel 7.

No _Sumur _{Laju Alir, MMSCFD}

1 A-16 2.2 2 A-20 5.29 3 A-21 3.28 4 B-5 4.45 5 B-15 4.05 6 C-11 18.96 7 C-14 7.28 8 D-7 19.91 9 D-15 27.8

4.3 Kasus 3 : Pengasaman dan Pencabutan Tubing Produksi

Beberapa sumur produksi di lapangan X

menggunakan casing berdiameter 9⅝ inchi dan dikomplesi dengan tubing berdiameter 7 inchi. Usaha berikutnya yang akan dilakukan untuk meningkatkan laju alir sumur-sumur ini adalah dengan mencabut tubing sehingga produksi akan langsung dilakukan dari casing produksi. Hal ini dilakukan dengan harapan akan dapat menurunkan kehilangan tekanan akibat friksi di sepanjang aliran vertikal sehingga kinerja aliran akan meningkat.

Nodal Analysis

Studi mengenai kasus ini akan dilakukan dengan anggapan sumur telah dilakukan pengasaman. Jadi,

kita akan menggunakan IPR seperti yang

digunakan pada kasus pengasaman diatas. Outflow (WHP dan Tubing Performance)

Kurva outflow dibentuk dengan menjumlahkan tekanan kepala sumur, yaitu sebesar 100 psi, dengan tubing performance berdiameter 9⅝ inch pada tiap laju alir. Ini berbeda dengan kasus-kasus

Tabel 5. Laju alir optimum Basecase (Case 1)

Tabel 6. IPR dan AOFP tanpa Skin

(9)

sebelumnya dimana digunakan tubing berdiameter 7”. Perubahan pada diameter pipa ini akan berdampak pada kurva outflow yang bergerak lebih ke kanan sehingga titik potong dengan kurva inflow akan memberikan harga yang lebih besar.

Tabel 8 adalah laju alir optimum dari penggunaan casing 9⅝ inch sebagai tub ing produksi.

No Sumur Laju gas pada Casing 9⅝"

1 A-16 2.214 2 A-20 5.34 3 A-21 3.3 4 B-5 4.48 5 B-15 4.07 6 C-11 19.9 7 C-14 7.33 8 D-7 21.02 9 D-15 31.3

4.4 Perbandingan Antar Kasus

Tabel 9 merupakan perbandingan antara Kasus 1 yaitu Kasus Dasar dan Kasus 2 yaitu pengasaman. Kolom increment merupakan kenaikan produksi yang terjadi dari skenario basecase ke skenario acidizing.

Sumur Skin

Laju Alir, MMSCFD Peningkatan Produksi % Kasus 1 (Basecase) Kasus 2 (Acidizing) A-16 1.3 1.754 2.2 25.4 A-20 0 5.29 5.29 0 A-21 2.6 2.644 3.28 24.1 B-5 9.2 3.591 4.45 23.9 B-15 0 4.05 4.05 0 C-11 16.5 5.46 18.96 247.3 C-14 6 5.28 7.28 37.9 D-7 18.5 5.624 19.91 254 D-15 9.6 9.53 27.8 191.7

Dari tabel 10 diatas dapat kita lihat bahwa semakin besar skin dari sumur maka peningkatan laju alir sumurnya juga semakin besar. Untuk lebih memperjelas, selanjutnya kita plot peningkatan laju alir terhadap faktor skin seperti ditunjukkan oleh Gambar 4.

Gambar 4 menunjukkan bahwa pengasaman sangat efektif untuk dilakukan agar laju produksi

sumuran bisa meningkat. Tercatat bahwa

pengasaman pada sumur dengan skin = 1 bisa menaikkan laju alir hingga 20% dan terus naik secara linear. Peningkatan tertinggi terjadi pada pengasaman

sumur dengan skin sebesar 18.5 yang mencapai kenaikan sebesar 250% . y = 14.58x 0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 0 5 10 15 20 Pe ni ng ka ta n Pr od uk si , % Skin

Peningkatan Produksi vs Skin

Selanjutnya untuk melihat efek dari pencabutan tubing produksi kita buat perbandingan antara Kasus 2 dan Kasus 3 seperti ditunjukkan oleh Tabel 10.

Sumur Flowrate, MMSCFD Peningkatan Produksi % Case 2 (Acidizing) Tubing 7” Case 3 (Acidizing + pencabutan tubing) Tubing 9⅝” A-16 2.2 2.214 0.6 A-20 5.29 5.34 0.9 A-21 3.28 3.3 0.6 B-5 4.45 4.48 0.7 B-15 4.05 4.07 0.5 C-11 18.96 19.9 5 C-14 7.28 7.33 0.7 D-7 19.91 21.02 5.6 D-15 27.8 31.3 12.6

Dari hasil ini terlihat bahwa pada laju alir 7" tubing yang kecil, efek kenaikan dari pencabutan tubing ini tidak terlalu besar. Sedangkan pada laju alir tubing 7” yang besar, pencabutan tubing akan

memberikan efek yang sangat besar. Hal ini

disebabkan oleh kecilnya penurunan pressure drop friksi pada laju alir gas yang kecil. Sehingga peningkatan diameter tubing tidak akan banyak berpengaruh pada peningkatan laju alir.

Ketika dilakukan plot antara peningkatan

produksi (%) vs. Laju Alir saat tubing 7” seperti

ditunjukkan pada Gambar 5 berikut, ternyata

didapatkan garis yang mengikuti persamaan

eksponensial.

Tabel 8. Laju alir optimum tanpa Skin tanpa Tubing (Kasus 3)

Tabel 9. Perbandingan Case 1 dan Case 2

Gambar 4. Kurva Peningkatan Laju (Increment) vs. Skin

(10)

7

y = 0.382e0.129x 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 0 10 20 30 Pe ni ng ka ta n Pr o du ks i, %

Laju Alir saat tubing 7"

Peningkatan Produksi vs Laju Alir

saat tubing 7"

Dari garis diatas kita dapatkan sebuah persamaan

yaitu y=0.382 e0.129x dengan y adalah Peningkatan

Produksi dan x adalah Laju Alir saat tubing 7”. Kemudian dengan menganggap bahwa workover untuk pencabutan tubing akan ekonomis jika terjadi kenaikan rate sebesar 1 MMscfd maka upaya ini akan dilakukan jika sumur mempunyai rate 7" tubing sebesar 20 MMscfd. Jadi ketika suatu sumur yang akan dilakukan workover untuk pencabutan tubing mempunyai rate awal 20 MMscfd maka setelah dilakukan pencabutan dan sumur diproduksikan

menggunakan casing 9⅝” akan didapatkan rate

sebesar 21 MMscfd dengan kenaikan sebesar 1 MMscfd atau increment sebesar 5.1%.

Pada sumur-sumur yang dimiliki lapangan X, saat ini sangat sedikit sumur yang mempunyai laju alir yang besar. Sehingga ketika tubing produksi dicabut dan produksi dilakukan langsung melalui casing kurang memberikan kenaikan rate yang signifikan. Oleh karena itu, skenario 3 ini dipandang kurang ekonomis untuk dilakukan pada produktivitas sumur yang telah kecil.

V. KESIMPULAN

1. Lapangan X merupakan lapangan gas yang telah berada pada fasa deplesi sehingga dibutuhkan metode lain untuk optimasi produksi.

2. Pengasaman merupakan metode yang dapat

memberikan peningkatan yang signifikan pada sumur-sumur dengan skin yang besar. Untuk sumur dengan skin sebesar 1.3, pengasaman memberikan kenaikan produksi sebesar 25% dan untuk sumur dengan skin 16.5, produksi naik sebesar 250%. 3. Pencabutan tubing produksi 7 inch (produksi dari

casing 9⅝ inch) memberikan peningkatan produksi yang signifikan hanya pada sumur dengan rate yang besar. Sumur yang rate awalnya 2.2 MMscfd, ketika tubingnya dicabut hanya akan memberikan

penambahan sebesar 0.6% sedangkan sumur

terbesar dengan rate awal 27 MMscfd hanya akan memberikan penambahan sebesar 12.5%.

4. Pengasaman cenderung memberikan kenaikan

produksi yang linear terhadap harga skin.

Sedangkan pencabutan tubing memberikan

kenaikan yang eksponensial terhadap Laju Alir saat tubingnya 7 inch sehingga skenario ini sangat bagus untuk sumur-sumur dengan laju alir yang besar.

5. Pengasaman sangat efektif untuk menaikkan flow

efficiency pada sumur-sumur dengan skin yang

besar sehingga efektif untuk meningkatkan laju produksi. Pencabutan tubing produksi 7 inch tidak efektif untuk menurunkan pressure drop sehingga kurang efektif untuk dijadikan alternatif skenario pengembangan.

VI. DAFTAR SIMBOL

RF : Recovery Factor

IGIP : Initial Gas in Place

AOFP : Absolute Open Flow Potential, MMSCFD

Pws : Tekanan Statik Sumur, psi

k : Permeabilitas

s : Skin

FE : Flow Efficiency

Pwh : Tekanan Wellhead, psi

Pi : Tekanan Reservoir mula-mula, psi

Pwf : Tekanan Dasar Sumur, psi

A : koefisien turbulensi

B : koefisien laminar

Q : Laju Alir, MMscfd

Ψf : Future Pseudopressure

Ψp : Present Pseudopressure

VII. DAFTAR PUSTAKA

1. Abdassah, Doddy. 2000. Analisis Transien

Tekanan. Bandung : Institut Teknologi Bandung.

2. Abdassah, Doddy. 1998. Teknik Gas Bumi.

Bandung : Institut Teknologi Bandung.

3. Ahmed, Tarek. 1946. Reservoir Engineering

Handbook. Houston : Gulf Publishing Company.

4. Brown, Kermit E. 1984. The Technology of

Artificial Lift Methods Vol.4. Oklahoma : PenWell

Publishing Company.

5. McCain, William D.,Jr. 1990. The Properties of

Petroleum Fluid. Oklahoma : PenWell Publishing

Company.

6. Avida, Hanifatu et,al. 2001. Asset Development

and Depletion Plan. ____________ .

(11)

LAMPIRAN A

Sensitivitas Tekanan Abandonment untuk Menentukan Ultimate Recovery Factor

 Menggunakan persamaan recovery factor untuk gas : gi ga

B

RF =

1-B

Hasil sensitivity untuk berbagai tekanan abandonment : P abandonment, Psi Z Bga RF (%) 200 0.9838 0.1077 96.75 250 0.9799 0.0858 95.93 300 0.9760 0.0713 95.09 350 0.9722 0.0608 94.25 400 0.9684 0.0530 93.40 450 0.9646 0.0470 92.55 500 0.9610 0.0421 91.69 550 0.9573 0.0381 90.82 600 0.9538 0.0348 89.95 650 0.9503 0.0320 89.08 700 0.9468 0.0296 88.19 750 0.9435 0.0276 87.30 800 0.9401 0.0257 86.41 850 0.9369 0.0241 85.51 Plot RF vs P abandonment

(12)

9 LAMPIRAN B

Contoh Kasus Penggunaan Metodologi

Sumur A-16  Deline Curve

Dari Decline Curve didapatkan persamaan :

y = 2.085E14 e-0.00083 x

sehingga didapatkan rate gas untuk saat ini Qg = 1.18 MMscfd

Jika diasumsikan Q abandon sebesar 0.5 MMscfd maka Remaining reserve dari sumur ini sebesar 816.8 MMscfd dengan waktu produksi hingga tahun 2011.

 Karakterisasi Reservoir

Dilakukan analisis transient tekanan

(well testing) untuk menentukan

beberapa parameter reservoir sehingga didapatkan :

Reservoir model : Infinite acting Permeability : 15 mD

Skin : 1.3

Flow Efficiency : 0.79 AOFP : 89.04 MMscfd Pws : 1553 Psi

 Analisis Skenario Optimasi Produksi

1. Basecase

Nodal Analysis

- Inflow Performance Relationship

Data karakterisasi reservoir dilakukan ketika tekanan statik sumur sebesar 1553 psi. Saat ini tekanan rata-rata reservoir untuk Cluster I adalah sebesar 400 Psi. Maka dilakukan prediksi AOFP yaitu:

0.2 0.8

present present present past past past

AOFP























Kondisi masa lalu saat P = 1553 Psi, Ψpast=

166599670.88

Kondisi saat ini P = 400 Psi, Ψpresent=

13110277.97

(13)

13110277.97

89.04*

0.2 0.8*

166599670.88

present

AOFP





_





_





AOFP_present= 1.84 MMscfd

Penghilangan koefisien Laminer, sehingga persamaan IPR menjadi : 2 2 2

w s w f

P - P = A q

Saat AOFP, Pwf = 0  A = 47131.6 Persamaan IPR :

Pws2– Pwf2= 47131.6 q2

Kemudian menggunakan persamaan diatas akan digenerate tabel sbb :

Q Pwf 0 400 0.5 380 1 330 1.5 240 1.75 125 1.8 90 1.841 0 - Outflow

Kurva outflow merupakan penjumlahan dari Pwh sebesar 100 Psi dengan pressure drop pada tubing berdiameter 7 inch. Tabel ini digenerate dengan software, menghasilkan :

Q Pwf

0 120.5

1 120.5

2 122.05

Dari tabel inflow dan outflow yang diatas, diplotkan kurva sebagai berikut :

Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju

alir optimumnya yaitu sebesar 1.754

MMscfd.

2. Pengasaman

Nodal Analysis

Setelah acidizing dianggap skin = 0 sehingga untuk menentukan AOFP setelah acidizing adalah: before acidizing stimulated

AOFP

FE



Dengan AOFPbefore acidizing= 1.84 dan Flow Efficiency = 0.79

stimulated

1.84 AOFP

2.32

0.79 MMscfd



Maka IPR : Pws2– Pwf2= 29653.63 q2 - Outflow

(14)

11

Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju alir optimumnya yaitu sebesar 2.2 MMscfd.

3. Acidizing + Pencabutan Tubing Produksi

Nodal Analysis

Sama dengan yang digunakan pada skenario 2.

- Outflow

Penjumlahan dari Pwh sebesar 100 Psi dengan pressure drop pada tubing berdiameter 9⅝ inch.

Q Pwf

0 120.5

1 120.5

2 122.05

3 124.41

Maka didapatkan titik potong antara kurva inflow dan outflow dimana merupakan laju alir optimumnya yaitu sebesar 2.214 MMscfd.

 Perbandingan Antar Case

Case Qg , MMscfd

1. Basecase 1.754

2. Acidizing 2.2

3. Acidizing + Pencabutan Tubing 7” 2.214

Case 2 yaitu acidizing terbukti mampu meningkatkan flowrate dengan signifikan dari case 1 sedangkan case 3 kurang memberikan kenaikan yang signifikan dari case 2.

(15)

LAMPIRAN C

Beberapa Contoh Type Curve dan Horner Plot dari Hasil Well Testing

A-20

B-15

C-11

(16)

13 LAMPIRAN D

Hasil lengkap Prediksi AOFP dan Grafik Pseudopressure

No Well Name Past Present

Pws ψ AOFP Pws ψ AOFP 1 A-16 1553 166599670.9 89.04 400 13110277.97 1.84 2 A-20 2523 295665743.6 537 400 13110277.97 5.61 3 A-21 2485 292259127.3 262.7 400 13110277.97 2.78 4 B-5 2255 268673319.2 324.4 400 13110277.97 3.78 5 B-15 3267 339471852.1 479 400 13110277.97 4.27 6 C-11 2795 316191028.2 221.6 600 29171007.02 5.60 7 C-14 3350 342373681.7 237 600 29171007.02 5.41 8 D-7 4215 342377896.7 253.7 600 29171007.02 5.80 9 D-15 3766 353466201.54 450 600 29171007.02 9.88

(17)

LAMPIRAN E

Pengabaian Koefisien Laminar

Berikut ini adalah pembuktian bahwa dengan dihilangkannya koefisien Laminar pada persamaan Jones masih memberikan hasil yang akurat dengan error yang kecil dibandingkan dengan persamaan yang asli.

Sumur A-16

Jones IPR : Pws2_{– Pwf}2_{= 254 q}2_{+ 4554.21 q}

Modified Jones IPR (Koefisien Laminar dihilangkan) : Pws2– Pwf2= 304.21 q2

Sumur C-11

Jones IPR : Pws2– Pwf2= 144.6 q2+ 12513 q

(18)

15 LAMPIRAN F

Kurva Nodal Analysis

0.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 0.000 0.500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CI-16

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CI-20

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 0.000 0.500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CI-21

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CII -5

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CII-15

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd Nodal Analysis _ CIII -11

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 0.000 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 Pw f,P si Q, MMscfd Nodal Analysis _ CIII-14

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing 0.000 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 Pw f, Ps i Q, MMscfd

Nodal Analysis _ CIV-7

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing

Sumur : A-16 Sumur : A-20

Sumur : A-21

Sumur : B-15

Sumur : C-11

(19)

0.000 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 P w f, Ps i Q, MMscfd

Nodal Analysis _ CIV-15

IPR Skinless IPR Before Acidizing Outflow 7" tubing Outflow 9 5/8" tubing