Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.
OPTIMASI PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN METODE ”
INSITU GAS LIFT
” DILAPANGAN SEMBERAH, KALIMANTAN TIMUR Edwil Suzandi; PT.Semberani Persada Oil (SemCo)
Sigit Sriyono; PT.Semberani Persada Oil (SemCo) Made Primaryanta; PT.Semberani Persada Oil (SemCo)
ABSTRACT
Lapangan Semberah merupakan salah satu lapangan yang dikelola oleh TAC Pertamina-Semco dengan batas kedalaman (depth right) 4000 ft SS. Lapangan Semberah yang dikelola oleh Semco ini merupakan “up-dip geological extention” dari lapangan Semberah yang dikelola oleh VICO. Sumur SBR-05 merupakan sumur appraisal dengan kedalaman 4100 ft-MD, yang berdasarkan hasil analisa logging ditemukan 3 zone produktif minyak dan 1 zone produktif gas yang berada di bawahnya. Test produksi dilakukan pada ketiga zone minyak. Secara “natural flow” diperoleh hasil minyak sebesar 480 BPD dengan tekanan reservoir yang relative kecil sebesar 412 Psi.
Berdasarkan analisa nodal, ketiga zone tersebut mampu mencapai produksi optimum sampai 800 BOPD. Untuk mencapai produksi optimum tersebut, diperlukan artificial lift yang aplikatif, mudah operasional dan ekonomis investasinya. Dari hasil analisa diperoleh metode “Insitu gas lift” merupakan metode ”artificial lift” yang sederhana dan mampu untuk meningkatkan produksi minyak. Untuk mengaplikasikan metode ini maka dilakukan perforasi pada zone gas di bawah zone minyak serta memasang “down hole choke” di lubang sumur. “Down hole choke” ini memiliki bermacam ukuran yang berfungsi untuk memperoleh GLR optimum, sehingga nantinya mampu mencapai laju produksi yang diharapkan. Nilai GLR optimum ini diperoleh dengan menggunakan analisa nodal. Dari hasil test produksi diperoleh bahwa dengan menggunakan metode “insitu gas lift” mampu meningkatkan produksi minyak hingga mencapai produksi optimum dengan biaya yang efisien dan operasional yang sederhana.
PENDAHULUAN
Lapangan Semberah pertama kali ditemukan oleh pemerintah Hindia Belanda (BPM) pada tahun 1939, dan berkembang menjadi sebuah lapangan minyak dengan sumur sebanyak 12 buah. Selama perang kemerdekaan hingga tahun 1995, lapangan Semberah ini ditutup, dan kembali dibuka saat SEMCO mendapat persetujuan untuk mengelola lapangan Semberah ini. Lapangan Semberah terletak kurang lebih 50 km sebelah utara kota Samarinda, yang merupakan “up-dip geological extention” dari lapangan Semberah yang dikelola oleh VICO. Zona hidrokarbon dari lapangan Semberah dihasilkan oleh lapisan batu pasir formasi Mentawir dari group Balikpapan.
Sumur SBR-05 merupakan sumur vertical dengan kedalaman total mencapai 4005 ftMD. Berdasarkan analisa log diidentifikasikan ada 3 zone produktif minyak dan 1 zone produktif gas. Ketiga zone minyak tersebut dikomplesi dengan dual string, sementara zone gas dibawahnya belum diperforasi. Selanjutnya dilakukan test produksi secara individual dan bersamaan (commingle). Dari hasil test produksi secara commingle diperoleh kapasitas produksi sebesar 480 BPD dengan GLR sebesar 10 scf/bbl dan tekanan reservoir yang relative kecil sebesar 412 Psi.
Kecilnya nilai tekanan reservoir tersebut, akan berakibat terhadap penurunan produksi minyak. Untuk itu dilakukan studi terhadap penggunaan metode pengangkatan buatan (artificial lift) yang aplikatif, mudah dan ekonomis.
METODOLOGI
Dalam melakukan analisa system nodal digunakan sebuah perangkat lunak untuk menentukan produksi optimum dari reservoir tersebut. Analisa dilakukan dengan terlebih dahulu melakukan peramalan kinerja aliran fluida (kurva
IPR) untuk sumur yang berproduksi secara natural. Penentuan kurva IPR ini didasarkan pada data reservoir yang tersedia. Model kurva IPR yang dihasilkan divalidasi dengan melakukan penyelarasan (matching) dengan data test produksi.
Selanjutnya pemodelan kinerja aliran fluida ini digunakan untuk pemilihan system pengangkatan buatan yang aplikatif dan ekonomis dengan melakukan sensitivitas terhadap parameter-parameter pengangkatan buatan tersebut..
Penentuan ukuran “down hole choke”
dilakukan secara trial & error dengan menggunakan pendekatan persamaan aliran dalam choke.
Prediksi laju gas (gas deliverability) dari zone gas yang berfungsi sebagai insitu gas lift dilakukan untuk memprediksi kemampuan deliverabilitas zone gas tersebut.
HASIL STUDI
Inflow Performance Relationship (IPR)
Pembuatan kurva IPR dari sumur SBR-05 dilakukan dengan menggunakan data reservoir yang diperoleh dari analisa log, dan test produksi sumur. Persamaan Vogel digunakan dalam pembuatan kurva IPR ini.
Model IPR yang diperoleh divalidasi dengan melakukan penyelarasan (matching) dengan data test produksi. Intersection antara kurva IPR dan tubing intake pada laju aliran stabil di 480 BFPD dengan tekanan aliran sumur 350 psi. Hasil validasi kurva IPR terhadap data test produksi dapat dilihat pada gambar 3.
Hasil dari analisa nodal terlihat bahwa laju alir fluida maksimum bisa mencapai 2560 BFPD, yang berarti bahwa laju produksi sumur masih dapat dioptimumkan dengan melakukan sensitivitas terhadap parameter tertentu.
Selanjutnya dilakukan sensitivitas terhadap Gas-liquid ratio (GLR), dengan menggunakan metode gas lift. Hasil optimasi dapat dilihat pada gambar 4, dimana hasilnya:
GLR(scf/bbl) Rate(BPD) Pwf(Psi)
100 744 317
200 842 305
500 928 294
1000 968 289 Dari analisa nodal diperoleh GLR optimum adalah 1000 scf/bbl dengan laju alir sebesar 1070 BPD pada tekanan alir sumur sebesar 530 psi.
Perencanaan Insitu Gas Lift
Dalam perencanaan insitu gas lift, terlebih dahulu dilakukan “thru tubing perforation” pada zone gas dibawah, selanjutnya diikuti dengan melakukan test produksi terhadap zone gas tersebut. Test produksi ini penting dilakukan untuk mengetahui deliverabilitas gas pada zone tersebut. Setelah itu dilakukan pemasangan “down hole choke” di PX plug. Down hole choke ini memiliki berbagai ukuran yang berfungsi untuk mengontrol laju alir gas sehingga mencapai GLR optimum yang diinginkan. Down hole choke ini dibuat secara permanent sesuai dengan ukuran diameter yang dikehendaki.
Pemasangan downhole choke ini dilakukan dengan menggunakan wire line unit. Setelah down hole choke terinstall, selanjutnya dilakukan test produksi.
Penentuan Diameter Downhole Choke
Setelah diperoleh besarnya laju gas optimum yang dibutuhkan, selanjutnya diperlukan sebuah jepitan (choke) di lobang sumur untuk mengatur laju aliran gas dari zone gas. Ukuran down hole choke yang dibutuhkan ini bersifat permanen yang di-install pada plug di lubang sumur dengan menggunakan wireline unit. Pengaturan laju aliran gas ini diperlukan supaya dapat menghasilkan GLR optimum yang secara otomatis akan menyebabkan laju produksi yang diprediksikan akan tercapai.
Ukuran diameter down hole choke sangat menentukan berhasil atau tidaknya control terhadap laju aliran gas optimum yang diinginkan untuk mengangkat fluida ke permukaaan. Penentuan ukuran diameter “down hole choke” dilakukan secara trial & error dengan menggunakan pendekatan persamaan aliran dalam choke yang tersedia.
Bila dari analisa nodal, GLR optimum sudah diperoleh maka ukuran diameter down hole choke dapat diperkirakan secara trial & error dengan menggunakan korelasi Gilbert:
( )
11.89 546 . 0 ) ( 435 ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ = P Q R S dimana :S = Diameter choke, 1/64 inch R = gas-liquid ratio, Mcf/bbl Q = flow rate, BPD
P = Tekanan dasar sumur, psi
Perkiraan ukuran downhole choke yang diperlukan untuk mencapai GLR optimum adalah:
Ukuran Downhole choke,in Gas rate, Mcfd 1/16 275 2/16 525 3/16 725 4/16 1000
Kenyataan di lapangan sangat sulit sekali mengontrol aliran gas di lubang sumur untuk tetap stabil, untuk itu pengaturan choke di permukaan sangat diperlukan sehingga diharapkan dapat tercapai GLR optimum yang dibutuhkan sehingga dapat mencapai produksi optimum yang diharapkan.
Gas Deliverability
Hal terpenting dalam menunjang keberhasilan penggunaan metode insitu gas lift ini adalah kemampuan produksi gas pada laju alir yang diinginkan. Penentuan gas deliverability ini bertujuan untuk mengetahui berapa lama gas mampu mengalir konstan pada laju optimum.
Pada gambar 6 terlihat, reservoir gas di sumur SBR-05 mampu mengalir konstan pada laju gas optimum, 300 Mcfd selama 4 tahun dengan produksi kumulatif sebesar 576 MMcf.
Ini berarti selama 4 tahun metode insitu gas lift diharapkan mampu bertahan pada harga GLR optimum sehingga minyak dapat diproduksi secara optimum.
Aplikasi Insitu Gas Lift
Setelah diaplikasikan metode insitu gas lift terlihat bahwa adanya peningkatan produksi mencapai 1000 BPD. Ini membuktikan bahwa pengaplikasian metode ini mendekati hasil studi yang dilakukan terdahulu. Hasil test selengkapnya dapat dilihat pada table 1. Sementara perbandingan hasil produksi sebelum dan sesudah penggunaan metode insitu gas lift dapat dilihat pada gambar 7.
Ketidak akuratan penentuan diameter down hole choke akan terjadi yang disebabkan terjadinya perbedaan laju alir gas dari yang sudah
diperkirakan sebelumnya, hal ini terjadi karena tidak tepat dalam memperkirakan kemampuan reservoir gas itu sendiri. Untuk itu melakukan proses trial & error dalam pemasangan down hole choke akan sangat mungkin terjadi sampai diperoleh laju gas optimum yang diinginkan. Selain itu kelemahan dari metode ini adalah sulitnya mengontrol kestabilan laju alir gas yang berasal dari dalam sumur itu sendiri.
KESIMPULAN
1. Berdasarkan hasil test produksi setelah menggunakan metode insitu gas lift terbukti mampu meningkatkan produksi minyak hingga mencapai produksi optimumnya. Selain itu, Insitu gas lift terbukti sebagai artificial lift yang aplikatif, mudah operasional dan ekonomis investasinya.
2. Metode insitu gas lift dapat diaplikasikan pada reservoir multilayer dengan adanya zone gas dibawah zone minyak.
3. Ketidaktepatan penggunaan ukuran diameter downhole choke, hanya bisa diatasi dengan cara mengganti ukuran down hole chokenya. Sementara untuk mengontrol laju aliran gas optimum di lubang sumur supaya tetap stabil sangat sulit untuk dilakukan. Ketidakstabilan tersebut dapat diminimumkan dengan cara mengatur ukuran choke yang ada dipermukaan sampai mencapai produksi yang diinginkan..
DAFTAR PUSTAKA
1. Brown, Kermit E. ”The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume IV, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1984.
2. Kirkpatrick. C.V, “Gas Lift Technology”, Drilling and Production Practices, March 1959.
Sukarno, Pudjo. “Diktat Kuliah: Teknik Produksi”, Program Pasca Sarjana Jurusan Teknik Perminyakan, ITB, Bandung, 1999.
Tabel 1
Hasil Test Produksi Setelah Pengaplikasian Insitu Gas Lift
Gambar 1
Peta Lapangan Semberah
267.739 31.60 33.8 836.148 386.291 1,222.439 17 286.478 27.80 31.0 926.658 356.802 1,283.460 16 279.559 29.30 32.1 905.794 375.385 1,281.179 15 241.637 28.10 33.9 806.623 315.245 1,121.868 14 255.749 40.41 31.9 739.157 501.247 1,240.404 13 283.320 26.60 31.0 957.824 347.176 1,305.000 12 334.083 24.40 31.7 980.445 316.555 1,297.000 11 273.034 22.70 33.4 856.170 251.424 1,107.594 10 ( Mscfd ) % BS&W 60 Deg F ( Bbls ) ( Bbls ) ( Bbls ) GAS PROD AVERAGE API GRAV. BOPD BWPD BFPD DATE 267.739 31.60 33.8 836.148 386.291 1,222.439 17 286.478 27.80 31.0 926.658 356.802 1,283.460 16 279.559 29.30 32.1 905.794 375.385 1,281.179 15 241.637 28.10 33.9 806.623 315.245 1,121.868 14 255.749 40.41 31.9 739.157 501.247 1,240.404 13 283.320 26.60 31.0 957.824 347.176 1,305.000 12 334.083 24.40 31.7 980.445 316.555 1,297.000 11 273.034 22.70 33.4 856.170 251.424 1,107.594 10 ( Mscfd ) % BS&W 60 Deg F ( Bbls ) ( Bbls ) ( Bbls ) GAS PROD AVERAGE API GRAV. BOPD BWPD BFPD DATE edw/compl.sbr05/260304 13-3/8" csg @ 647' MD 9-5/8" csg @ 2343' MD 7" csg @ 4300' MD 9-5/8"x2-7/8"x2-7/8" dual hyd. Pkr @ 988' MD (retrievable) 7" Tol @ 2243' MD 2-7/8" Tubing 2-7/8" Tubing Zone G-750 : 1034' -1092' MD (58 ft), OIL 2-7/8" EUE 'XNS' Nipple @ 1027' 2-7/8" SSD @ 1097' MD 2-7/8" SSD @ 2821' MD 2-7/8" No Go Nipple @ 3636' MD 20" cond @ 80' MD Zone J-780 : 4228 - 4246 ft MD , OIL Zone I-960 : 3750 - 3760 ft MD , GAS Zone I-860A : OIL : 3238' - 3258' MD (20 ft)
3271' - 3287' MD (16 ft) 3294' - 3304' MD (10 ft)
Zone I-760 : 2862' - 2880' MD (18 ft), OIL
7" x 2-7/8" Hyd. Ret. packer @ 2782' MD
7" x 2-7/8" Hyd. packer @ 3165' MD
Zone I-940 : 3764' - 3770' MD (6 ft) , GAS
2-7/8" SSD @ 3313' MD 7" x 2-7/8" permanent pkr @ 3600' MD 2-7/8" W/L re-entry guide@ 3678' MD 2-7/8" W/L re-entry guide @ 1029' MD 2-7/8" Pup joint Blast joint @ 1028' MD Blast joint @ 2855' MD Blast joint @ 3230' MD Gambar 2 Komplesi Sumur SBR-05
Gambar 5 Optimum Laju Alir Gas
SBR-05 Well (I-940 zone) Gas Deliverability
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
Aug-04 Aug-05 Aug-06 Aug-07 Aug-08 Aug-09 Aug-10
Time Da il y G a s Rat e (M M CF /D) Cu m u la ti ve G a s (M M CF ) 0 100 200 300 400 500 600 GCum MMCF Grte MMCF/D Gambar 6 Gas Deliverability
SBR-05 Well Performance Graph (G-750/I-760/I-860A oil zone & I-940 gas zone)
Test Date ) / 0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 BS &W ( % ) 0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0 10,000.0 11-M ay-0 4 10-Ju n-04 10-Ju l-04 9-Au g-04 8-Se p-04 8-Oc t-04 7-N ov-04 7-D ec-04 6-Ja n-05 5-Fe b-05 7-Ma r-05 Fl ui d R a te (B FP D G L R ( S CF /S T B ) Fluid rat e GLR BS&W Gambar 7
Gambar 3
Kurva IPR Sebelum Menggunakan Insitu Gas Lift
Gambar 4
