Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

(1)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui

Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

TUGAS AKHIR

Oleh:

MUHAMMAD AKMAL

NIM 12205065

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

(2)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui

Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

TUGAS AKHIR

Oleh:

MUHAMMAD AKMAL

NIM 12205065

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:

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Tanggal……….

(3)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 1

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui

Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi

Oleh : Muhammad Akmal* Dr. Ir. Pudjo Sukarno**

Sari

Masalah utama yang sering muncul pada sumur gas yang memproduksikan cairan (air dan/atau kondensat) adalah masalah liquid loading. Liquid loading adalah peristiwa terakumulasinya cairan di dasar sumur sebagai akibat kecepatan gas tidak mampu membawa butir -butir cairan ke permukaan. Akumulasi cairan di dasar sumur memberikan back pressure ke lapisan produktif sehingga menyebabkan tekanan alir di dasar sumur meningkat.Hal ini menyebabkan laju produksi gas menurun sebagai akibat drawdown di dasar sumur kecil. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur juga menyebabkan saturasi cairan di sekitar lubang sumur akan meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Penurunan laju produksi akan menyebabkan menurunnya kecepatan aliran gas sehingga kondisi liquid loading semakin parah dan pada akhirnya sumur akan mati.

Penentuan laju kritis gas mulai saat terjadinya loading dan perkiraan waktu kapan terjadinya gejala liquid loading pada suatu sumur gas pada tugas akhir ini akan dimodelkan untuk mencegah matinya sumur. Penentuan dan perkiraan tersebut dapat dilakukan dengan mensimulasi komponen reservoir dan sumur secara terintegrasi. Model yang terintegrasi ini merupakan keterpaduan antara model reservoir dengan model sistem sumur sampai ke permukaan (separator). Pemodelan yang terpadu ini menggunakan perangkat lunak yang disediakan oleh Schlumberger yaitu ECLIPSE (simulator reservoir), PIPESIM (simulator sumur dan jaringannya), dan FPT yang merupakan software penggabung ECLIPSE dan PIPESIM1.

Adapun tujuan dari tugas akhir ini adalah menentukan waktu mulai terjadinya liquid loading untuk suatu reservoir dan sistem sumur hipotetik dengan melihat laju produksi gas minimum yang dihitung dengan persamaan Turner2 dan persamaan Nossier3. Selain data laju produksi gas, data lainyang dipertimbangkan meliputi tekanan alir dasar sumur, LGR, tekanan kepala sumur yang seluruhnya diperoleh dari hasil run model yang terpadu.

Kata kunci : liquid loading, pemodelan terpadu sumur gas

Abstract

The main problem often occured in gas well producing liquid (water and/or condensate) is liquid loading. Liquid loading is a process of liquid accumulation at the bottom of the well due to gas velocity disability of carrying liquid droplet to the surface. The liquid accumulation gives back pressure to productive zone which make flowing pressure at the bottom increase. This occurrence could make gas production rate decrease because the drawdown pressure become small . On the other hand, the liquid accumulation at the bottom hole could make liquid saturation increase and it could decrease effective permeability of gas so gas production rate will reduce. The decrease of gas rate will reduce gas velocity, worsening liquid loading problem and eventually killing the wells.

Determination of critical gas rate and prediction on when liquid loading will occur at underdeveloped gas field needs to be done, so that every method could be prepare early to prevent or encounter loaded well. The prediction could be done by simulation using complex model. The complex model here means integrated model that is reservoir model integrated with well and surface facilities model. The model could be made using schlumberger software ECLIPSE, PIPESIM, and FPT1.

The purpose of this final project is to determine the time when liquid loading problem is happened for the hypotetic reservoir and well system using minimum gas production rate calculated by Turner2 and Nossier3 equation. Besides rate production data, other data like well flowing pressure, LGR, wellhead pressure are considered which is all obtained from the running result of integrated model.

Keywords : liquid loading, gas well integrated modelling

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

(4)

I. PENDAHULUAN

Pada umumnya, suatu reservoir gas akan diproduksi pada suatu harga laju produksi tetap (plateau rate) selama jangka waktu produksi tertentu. Jika reservoir tersebut mempunyai potensi memproduksi air dan/atau kondensat maka terjadi kemungkinan plateau rate gas tersebut tidak akan tercapai sebagai akibat liquid loading. Dengan demikian perlu dilakukan analisis kelakuan produksi sumur gas yang bertujuan untuk memperkirakan kapan terjadinya liquid loading tersebut. Mengingat bahwa kinerja reservoir dan sistem sumur sangat terkait satu sama lain maka perlu dilakukan pemodelan terpadu (ECLIPSE, PIPESIM, dan perangkat lunak FPT)1.

Studi ini bertujuan menentukan waktu mulai terjadinya liquid loading pada model terpadu dengan menghitung laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3. Jika laju alir gas pada model terpadu lebih kecil dari laju alir gas minimum yang dihitung, maka dapat disimpulkan bahwa pada waktu tersebut liquid loading mulai terjadi.

II. FENOMENA LIQUID LOADING PADA SUMUR GAS

Sumur gas akan memproduksi cairan pada umumnya baik berupa cairan hasil kondensasi gas maupun air dari interstitial matriks, atau aquifer. Pada awal produksi dimana tekanan reservoir masih tinggi, potensi sumur gas juga tinggi maka kecepatan fasa gas dalam tubing mampu mengangkat fasa cair, berbentuk butir cairan, sampai ke permukaan. Namun dengan turunnya tekanan reservoir, maka kecepatan fasa gas akan berkurang dan pada suatu kecepatan gas tertentu yang rendah, ukuran butiran cairan yang besar tidak akan terangkat dan terbawa hingga ke permukaan. Sebagai akibatnya cairan yang tidak terangkat tersebut akan terakumulasi di dasar sumur dan membentuk kolom cairan yang memberikan back pressure ke lapisan produktif sehingga menyebabkan tekanan alir di dasar sumur meningkat. Peningkatan tekanan alir dasar sumur tersebut akan menyebabkan penurunan laju produksi gas. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur dapat menyebabkan saturasi air/kondensat di sekitar lubang sumur meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Penurunan laju produksi akan menyebabkan menurunnya kecepatan aliran gas sehingga sumur mengalami kondisi liquid loading yang berangsur-angsur akan menyebabkan sumur tersebut mati. Proses tersebut dapat dilihat pada Gambar 2.1. Pada gambar tersebut gas dan air terproduksikan bersama-sama (a), pada tahap ini pola aliran berupa mist flow

yaitu gas sebagai fasa dominan mengangkat cairan dalam bentuk butiran. Seiring dengan bertambahnya waktu, kolom air pada dasar sumur juga makin meningkat (b) dan pada saat tersebut fasa gas tidak lagi dominan saat mengalir ke permukaan. Gas dan air terproduksi bersama-sama membentuk pola aliran slug (c) hingga pada waktu tertentu dan akhirnya sumur akan mati (d) karena gas tidak mampu mengangkat cairan lagi.

Gambar 2.1 Proses Terjadinya Liquid Loading4 Kasus liquid loading dapat diperkirakan dengan melihat gejala-gejala seperti peningkatan tekanan casing, penurunan tekanan casing namun produksi gas tinggi, atau peningkatan tekanan casing namun laju produksi gas rendah5. Selain itu liquid loading juga dapat diindentifikasi dengan menggunakan acuan kecepatan gas minimum, dimana butir cairan akan terangkat jika kecepatan gas lebih besar dari kecepatan jatuh bebas cairan (terminal velocity). Pengembangan persamaan kecepatan gas minimum dilakukan oleh Turner2 berdasarkan kecepatan terminal cairan. Cairan dianggap berbentuk droplet spheroidal, dan selama pengangkatan butiran cairan tersebut tidak boleh pecah. Selain itu juga dianggap bahwa aliran gas selalu turbulen. Berikut ini adalah pengembangan persamaan kecepatan gas minimum yang diturunkan oleh Turner2.

Kecepatan terminal cairan adalah:

D C L A g L g L L m c g t V     ) ( 2   (1)

Modifikasi persamaan (1) untuk butiran berbentuk speroidal menghasilkan persamaan (2).

D C g g L L D t V    ) ( 55 . 6   (2)

Persamaan (2) dapat dituliskan dalam bentuk persamaan (3) berikut ini.

(5)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 3 g D C L D g L t V    ) ( 9025 . 42 2   (3)

Weber number adalah suatu harga yang menyatakan butir cairan tetap utuh, yang ditunjukan oleh persamaan (4). c g L D g t V We N   2  (4)

Berdasarkan persamaan (4) maka dapat ditentukan diameter butiran yang ditunjukan pada persamaan (5). g t V c g we N L D   2  (5)

Berdasarkan hasil penelitian laboratorium, harga minimum Weber number agar butir cairan tetap utuh adalah 20-30, sehingga persamaan (5) menjadi:

g t V c g L D   2 30  (6)

Penggabungan persamaan (2) dan (5) menghasilkan

persamaan (7). g D C g t V c g g L t V      2 30 ) ( 9025 . 42 2   (7)

Penurunan lebih lanjut menghasilkan persamaan (8).

D C g c g g L t V ₂ 30 ) ( 9025 . 42 4       (8)

Turner mengasumsikan harga CD = 0.44 karena harga tersebut konstan pada aliran turbulen. Dengan demikian diperoleh persamaan (9).

2 44 . 0 ) ( 82 . 41443 4 g g L t V       (9) Atau 2 1 4 1 ) ( 4 1 6 . 17 g g L t V       (10)

Konversi satuan dari lb/ft ke dyne/cm, diperoleh:

5 . 0 25 . 0 ( )0.25 59 . 1 g g L t V       (11)

Untuk kasus lapangan harga densitas dan tegangan permukaan yang sering digunakan untuk butir air dan kondensat ditunjukkan pada Tabel 2.1:

Tabel 2.1 Harga Paramater Turner

Water Condensate

 = 60 dyne/cm  = 20 dyne/cm

T = 120oC=580oR T = 120oC=580oR

 = 67 lbm/ft3 _{ = 45 lbm/ft}3

Gas gravity = 0.6

Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka kecepatan terminal untuk air dan kondensat masing-masing adalah: 5 . 0 25 . 0 ) ( 425 . 4 , g g L water g V      (12) 5 . 0 25 . 0 ) ( 362 . 3 , g g L kondensat g V      (13)

Selain Turner2, seorang peneliti lainnya yaitu Nosier3 juga mengembangkan persamaan terminal yang memperhitungkan kondisi aliran (transisi dan turbulen). Persamaan Nosier3 terbagi menjadi dua persamaan kecepatan gas minimum yaitu persamaan untuk aliran gas transisi dan persamaan untuk aliran gas turbulen, seperti berikut ini:

426 . 0 134 . 0 21 . 0 ) ( 35 . 0 508 . 0 , g g L transisi g V        (14) 25 . 0 25 . 0 ) ( 25 . 0 935 . 1 , g g L turbulent g V       (15) Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya

liquid loading dihitung dengan persamaan (16).

TZ AP g V g q 06 . 3 (min) (16)

Perkiraan terjadinya liquid loading pada sumur gas di lapangan memerlukan laju produksi gas dan air yang dihasilkan oleh lapisan produktif yang kemudian mengalir ke dalam tubing. Laju produksi gas dari lapisan produktif dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator ECLIPSE sedangkan kecepatan aliran gas dalam tubing diperkirakan

(6)

dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator tersebut harus dipadukan. III. MODEL TERPADU SISTEM RESERVOIR,

SUMUR, DAN PIPA PRODUKSI

Penyelesaian liquid loading di suatu sumur gas merupakan permasalahan yang menyangkut aliran di dalam reservoir, sumur gas, dan fasilitas permukaan. Dengan demikian pendekatan penyelesaian permasalahan juga harus melalui pemodelan ketiga hal tersebut secara terpadu. Untuk membangun model yang terintegrasi tersebut maka perlu dibangun masing-masing sub-model. Untuk sub-model reservoir diasumsikan bahwa reservoir berbentuk simetris dengan tebal dan panjang yang seragam, bersifat homogen, dan hanya terdapat satu sumur yang berada di tengah-tengahnya. Fluida reservoir adalah gas kering dimana dibawahnya terdapat lapisan air yang tidak dominan untuk tujuan memodelkan liquid loading. Sub-model sumur gas direpresentasikan sebagai suatu sumur yang dikomplesi dengan selang kedalaman perforasi 9000 ft-9060 ft yaitu sekitar seperempat bagian atas dari tebal keseluruhan lapisan gas. Tujuan penempatan selang perforasi ini adalah untuk memperlambat produksi air ke dalam sumur sehingga peristiwa liquid loading dapat dimodelkan. Untuk melengkapi sistem sumur yang juga mempengaruhi liquid loading maka dibangun sub-model pipa produksi dalam bentuk sederhana. Simulator ECLIPSE digunakan untuk model reservoir dan simulator PIPESIM digunakan untuk sub-model sumur dan pipa produksi dimana kedua simulator itu dipadukan dengan perangkat lunak FPT yang disediakan oleh Schlumberger.

3.1 Sub-Model Reservoir

Reservoir dimodelkan dengan menggunakan simulator ECLIPSE black oil. Bentuk reservoir adalah simetris dengan jumlah cell untuk arah x dan y adalah 14, dan arah z adalah 100. Masing-masing cell untuk arah x dan y mempunyai panjang dan lebar sebesar 700 ft sehingga total panjang reservoir adalah 9800 ft dan lebar 9800 ft. Jumlah total cell arah z mewakili tebal reservoir sebesar 500 ft dimana masing masing cell mempunyai tebal 5 ft. Fluida reservoir adalah gas dan air, dimana Gas Water Contact terletak pada kedalaman 9250 ft yaitu pada grid ke 50. Harga porositas reservoir adalah 0.1, harga permeabilitas arah x, y, z pada zona di atas GWC berturut-turut adalah 5, 5, dan 40 md sedangkan untuk arah x, y, z pada zona dibawah GWC adalah 10, 10, dan 40 md. Harga initial gas in place yang diperoleh adalah 273.024 Bscf.

Data PVT yang digunakan dalam simulasi dibangun secara hipotetik berdasarkan harga-harga SG gas, tekanan dan temperature reservoir. Berikut ini adalah tabel data PVT yang digunakan :

Tabel 3.1 Harga Parameter Fluida dan Batuan

Parameter Harga Satuan

Reference Pressure(Pref) 3760 _Psia Bw 1.0206 _{rb /stb} Water compressibility 3.0438E-6 _{1 /psi} Water viscosity 0.3022 _cp Water viscosibility 4.2289E-6 _{1 /psi} Rock compressibility 8.4300E-6 _{1 /psi}

Tabel 3.2 Bg Vs. P dan μ Vs. P Press (psia) FVF (rb /Mscf) Visc (cp) 100.00 32.9657 0.0135 331.58 9.7616 0.0137 563.16 5.6483 0.0140 794.74 3.9379 0.0143 1026.32 3.0044 0.0146 1257.89 2.4193 0.0150 1489.47 2.0205 0.0155 1721.05 1.7332 0.0160 1952.63 1.5179 0.0166 2184.21 1.3518 0.0172 2415.79 1.2209 0.0178 2647.37 1.1159 0.0184 2878.95 1.0303 0.0191 3110.53 0.9598 0.0198 3311.73 0.9081 0.0204 3573.68 0.8513 0.0212 3760.00 0.8169 0.0217 4036.84 0.7728 0.0225 4268.42 0.7414 0.0232 4500.00 0.7140 0.0239

Tabel 3.3 Harga Densitas Air dan Gas di Permukaan Water density 62.42797 lb /ft^3

Gas density 0.04057818 lb /ft^3

Berikut adalah data permeabilitas relatif gas dan air yang digunakan pada model ini:

Tabel 3.4 Sg Vs. Krg

Sg Krg Pc (psia)

(7)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 5 0.0633 0.0067 0 0.1267 0.0267 0 0.1900 0.0602 0 0.2533 0.1070 0 0.3167 0.1671 0 0.3800 0.2407 0 0.4433 0.3276 0 0.5067 0.4279 0 0.5700 0.5415 0 0.6000 0.6000 0 Tabel 3.5 Sw Vs. Krw Sw Krw Pc (psia) 0.4000 0.0000 36.4444 0.4300 0.0000 32.8000 0.4933 0.0200 25.5111 0.5567 0.0651 18.2222 0.6200 0.1298 12.7556 0.6833 0.2116 7.2889 0.7467 0.3093 3.6444 0.8100 0.4216 0.3280 0.8733 0.5479 0.2551 0.9367 0.6876 0.1822 1.0000 0.8400 0.0000

Gambar 3.1 Kurva Permeabilitas Relatif 3.2 Sub-Model Sumur dan Pipa Produksi

Sumur dan jaringan perpipaan dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Model sumur adalah vertical dengan kedalaman 9250 ft. Panjang tubing yang digunakan adalah 9060 ft dengan ID sebesar 3.5 inches. Wall thickness tubing adalah 0.5 dan roughnes 0.001. ID casing adalah 6 inches. Gas diproduksikan melalui tubing dan di permukaan gas diteruskan ke manifold melalui

flowline dengan ID sebesar 6 inches. Panjang flowline sebesar 5150 ft. sub-model sumur dan fasilitas permukaan yang disebutkan di atas dapat dilihat pada Gambar 3.2.

Tekanan fluida yang mengalir dari dasar sumur hingga manifold akan mengalami penurunan. Kehilangan tekanan tersebut berbeda-beda untuk tiap-tiap komponen sistem produksi. Perhitungan kehilangan tekanan harus dimasukkan dalam pembuatan sub-model sumur dan fasilitas permukaan ini. Ada beberapa persamaan yang digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan di tubing dan di flowline. Jika fluida yang mengalir terdiri dari satu fasa, maka persamaan yang digunakan untuk mensimulasikan pressure drop adalah persamaan Cullender and Smith untuk pipa vertical (tubing) dan persamaan Weymouth untuk pipa horizontal (flowline). Jika fluida yang mengalir terdiri dari dua fasa atau lebih (multifasa) maka persamaan yang digunakan adalah persamaan Gray untuk pipa vertikal/tubing dan persamaan Duns and Ros untuk pipa horizontal/flowline.

Gambar 3.2 Model Sumur dan Pipa Produksi pada PIPESIM 3.3 Field Planning Tool

Jika hanya menggunakan simulator ECLIPSE, gejala liquid loading tidak bisa diperkirakan karena sumur-sumur gas akan tetap berproduksi walaupun jumlah air yang ikut terproduksi sangat besar. Jika hanya menggunakan model PIPESIM saja, maka diperlukan data rate gas dan air dalam jumlah Dengan menggunakan program Field Planning Tools (FPT), dapat dilakukan integrasi kedua model diatas. 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Krg Krw Sw Kr

(8)

Sehingga dihasilkan perhitungan yang kontinu dan dinamik. Melalui analisis data hasil perhitungan tersebut dapat diketahui gejala-gejala liquid loading . IV. IDENTIFIKASI GEJALA LIQUID LOADING

Penelitian identifikasi gejala liquid loading dilakukan dengan dua pendekatan yaitu dengan hanya melihat aspek reservoir yang disimulasikan dengan simulator ECLIPSE (Model 1) dan dengan melihat aspek model terintegrasi yang disimulasikan dengan menggunakan gabungan simulator ECLIPSE dan PIPESIM (Model 2). Kriteria liquid loading untuk Model 1 adalah mempertimbangkan adanya penurunan laju produksi gas pada saat air ikut terproduksi yang diikuti dengan peningkatan tekanan alir dasar sumur. Untuk Model 2, kriteria yang digunakan adalah kriteria tersebut di atas serta mempertimbangkan persamaan kecepatan minimum gas oleh Turner2 dan Nossier3.

Model 1 dirun untuk 3 skenario, pada harga laju produksi tetap yang berbeda-beda (plateau rate) untuk melihat apakah dapat diidentifikasi gejala liquid loading. Ada tiga scenario produksi yang dilakukan yaitu sumur diproduksi dengan laju 15 MMSCFD, 17 MMSCFD, dan 19 MMSCFD. Hasil perhitungan untuk ketiga laju produksi tersebut ditunjukkan oleh Gambar 4.1.

Gambar 4.1 Hubungan Laju Alir Gas Terhadap Waktu Produksi

Pada Gambar 4.1, garis yang membentuk plateau adalah laju alir gas sedangkan garis putus-putus menunjukkan laju produksi air. Garis berwarna biru untuk skenario 1, merah untuk skenario 2, dan hitam untuk skenario 3. Pada skenario 1, sumur tetap berproduksi pada plateau rate 15 MMSCFD, pada kondisi ini walaupun air sudah mulai terproduksi pada tahun ke 2 plateau rate tersebut tetap bertahan hingga tahun ke 20. Tekanan dasar sumur yang umumnya dapat menjadi tolok ukur suatu sumur mengalami liquid loading juga tidak mengalami kenaikan (Tekanan dasar sumur pada selang waktu produksi untuk ketiga skenario Model 1 dilampirkan di belakang). Dengan demikian terproduksikannya air tidak mempengaruhi plateau rate selama 20 tahun.

Untuk skenario 2 pengaruh air terhadap plateau rate (17 MMSCFD) baru terlihat pada tahun ke 19 yaitu laju produksi gas turun dari 17 MMSCFD menjadi 16 MMSCFD pada tahun ke 20. Sama seperti 2 skenario yang telah disebutkan di atas, skenario 3 juga tidak memperlihatkan adanya gejala liquid loading. sumur gas berproduksi pada laju 19 MMSCFD. Pada skenario 3, air mulai terproduksi pada tahun ke 1.5 dan terus meningkat. Laju gas akan turun lebih kecil dari 19 MMSCFD pada tahun ke 13 dan mencapai 15 MMSCFD pada tahun ke 20. Hal ini disebabkan peningkatan produksi air dari reservoir yang akan menurunkan laju produksi gas.

Selanjutnya, Model 2 mensimulasi sistem produksi sumur gas yang terdiri dari reservoir, sumur, dan pipa produksi. Salah satu batasan yang biasa digunakan dalam sistem sumur ini adalah tekanan kepala sumur tetap. Pada Model 2 ini dibuat 3 skenario masing-masing pada tekanan kepala sumur tetap yaitu sebesar 2100 psia, 2000 psi, dan 1900 psi.

Pengubahan tekanan kepala sumur dapat dilakukan dengan menvariasikan tekanan separator. Hasil simulasi Model 2 pada ketiga tekanan kepala sumur tersebut dihasilkan plateau rate sebesar 15.3, 17.4, 19.5 MMSCFD dengan masing masing plateau time sebesar 634.61, 482.21, 417.85 hari.

Harga plateau rate yang diperoleh menurun secara signifikan untuk selang waktu tertentu dibandingkan dengan Model 1. Perbedaan plateau rate dan plateau time untuk Model 1 dan Model 2 disebabkan oleh pengaruh sumur dan pipa produksi. Pengaruh produksi air dalam sumur merupakan fenomena liquid loading yang terbukti pada Model 2. Hal ini ditunjukkan oleh adanya penurunan laju produksi gas yang diikuti dengan kenaikan tekanan dasar sumur dan tekanan kepala sumur. Kenaikan tekanan dasar sumur disebabkan oleh adanya kolom hidrostatik air di dasar sumur yang disebabkan oleh air yang tidak terangkat ke permukaan.

Gambar 4.2 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 1)

(9)

Gambar 4.2 memperlihatkan perubahan laju alir gas (laju alir gas berkurang pada selang waktu tertentu) dan air dimana laju alir gas pada awal produksi adalah sebesar 15.3 MMSCFD. Laju ini bertahan selama 634.61 hari yaitu sekitar 1 tahun 7 bulan. Laju alir gas mulai berkurang menjadi 10.72 MMSCFD pada hari ke 660.77 dan air mulai terproduksi dengan laju 1.83 stbd. Tekanan alir di dasar dan kepala sumur meningkat pada skenario ini yang gambarnya dapat dilihat pada lampiran.

Gambar 4.3 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 2) Gambar 4.3 merupakan hasil plot dari perhitungan Model 2 untuk skenario 2. Gambar ini memperlihatkan hal yang sama seperti pada skenario pertama yaitu laju alir gas turun akibat terproduksinya air. Tekanan alir di dasar sumur dan kepala sumur juga ikut meningkat beberapa ratus psia.

Gambar 4.4 Hubungan Laju Alir Gas dan Air Terhadap Waktu Produksi (Skenario 3) Gambar 4.4 merupakan hasil plot perhitungan Model 2 untuk skenario 3. Sama seperti kedua skenario di atas, pada skenario ini laju alir gas juga ikut turun dengan terproduksinya air. Dengan demikian, model terpadu yang dibuat dapat menunjukkan fenomena liquid loading sehingga waktu terjadinya liquid

loading pada ketiga skenario di atas dapat diperkirakan. Perkiraaan waktu terjadinya liquid loading dilakukan dengan membandingkan laju alir gas dengan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3.

Pada perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3, harga variabel yang digunakan sesuai dengan harga yang dimasukkan ke dalam simulator. Harga densitas gas dihitung dengan menggunakan persamaan (17). Parameter tegangan permukaan dihitung dengan persamaan (20). ) / ( 0433 . 0 cc gram zT Pwh g gas    (17) 349 . 0 108 . 1 75 ) 0 74 ( F p w    (18) 637 . 0 1048 . 0 53 ) 0 280 ( F p w    (19) 206 ) ) 280 ( ) 74 ( )( 74 ( ) 74 ( ) ( w w T w T w         (20)

Semua parameter di atas dihitung dan dimasukkan ke persamaan (11) untuk persamaan Turner2 dan persamaan (14) atau (15) untuk persamaan Nossier3. Setelah didapatkan harga kecepatan minimum gas, harga ini diubah ke dalam harga laju alir gas minimum (laju alir kritis gas) dengan menggunakan persamaan (16).

Gambar 4.5 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas Hasil Perhitungan Vs. Time (Skenario 1)

Gambar 4.5 merupakan hasil plot perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Adjusted Turner2 untuk skenario 1. Dari Gambar ini dapat dilihat bahwa harga laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 tidak menunjukkan terjadinya liquid loading. Pada skenario ini, harga laju alir gas minimum yang dihitung selalu menunjukkan harga yang lebih kecil dibandingkan

(10)

dengan harga laju alir gas hasil perhitungan FPT. Laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 kemudian dikoreksi sebesar 20% (dengan menambahkan 20% dari laju minimum gas yang terhitung). Penambahan 20% berasal dari hasil penelitian Turner2 berdasarkan harga koefisien drag dan harga Weber number yang dianggap tidak sesuai. Dengan menggunakan data lapangan, Turner2 melakukan matching dan diperoleh kesesuaian jika kecepatan kritis gas dikoreksi 20%. Dari Gambar 4.5 didapatkan bahwa ternyata hasil perhitungan dengan koreksi 20% juga tidak menunjukkan terjadinya peristiwa liquid loading.

Gambar 4.6 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 2)

Gambar 4.7 Qgas Turner, Qgas Turner adj20%, Qgas hasil perhitungan Vs. Time (Skenario 3) Gambar 4.6 dan 4.7 menunjukkan laju produksi hasil perhitungan FPT yang dibandingkan dengan laju alir minimum gas Turner2 dan setelah dikoreksi 20% pada berbagai waktu. Kedua persamaan di atas menghasilkan perkiraan yang optimis yaitu liquid loading tidak terjadi.

Laju alir gas pada hasil perhitungan FPT selanjutnya dibandingkan dengan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Nossier3. Persamaan Nossier3 terdiri dari dua

persamaan yaitu persamaan (14) untuk aliran transisi dan persamaan (15) untuk aliran turbulen. Oleh sebab itu, perlu dihitung harga NRE pada masing-masing skenario untuk melihat apakah aliran gas berupa aliran transisi atau turbulen. Untuk kasus ini diperoleh harga Reynold Number di atas 2x105. Angka ini menunjukkan pola aliran yang sangat turbulen sehingga digunakan persamaan (15).

Gambar 4.8 Qgas Nossier, Qgas Hasil Perhitungan FPT Vs. Time (Skenario 1)

Gambar 4.8 adalah hasil plot laju alir gas yang diperoleh dari perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 pada berbagai waktu produksi. Dengan menggunakan persamaan Nossier3 gejala liquid loading terlihat dengan jelas yaitu pada saat laju alir gas hasil perhitungan FPT lebih kecil dari laju alir gas minimum yang dihitung. Pada skenario 1, fenomena liquid loading terjadi pada hari ke 2517 pada saat laju alir gas sebesar 7.98 MMSCFD, sedangkan laju alir gas minimum 8.28 MMSCFD.

Hasil plot perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 untuk skenario 2 ditunjukkan pada Gambar 4.9. Liquid loading terjadi pada hari ke 2419. Pada hari tersebut laju alir gas dari

(11)

hasil perhitungan FPT sebesar 6.79 MMSCFD dan laju alir gas minimum 8.01 MMSCFD. Sama seperti 2 skenario di atas, dengan menggunakan persamaan Nossier3 liquid loading juga teridentifikasi pada skenario 3. Pada skenario ini liquid loading terjadi pada hari ke 1785. Pada hari tersebut laju alir gas dari hasil perhitungan adalah sebesar 7.66 MMSCFD sedangkan laju alir gas minimum yang dihitung adalah 7.73 MMSCFD. Perbandingan laju alir gas hasil perhitungan FPT dan laju alir gas minimum ditampilkan pada Gambar 4.10. Hasil perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Nossier3 dalam bentuk tabel untuk ketiga skenario di atas dapat dilihat pada lampiran.

Dengan membandingkan laju alir gas yang diperoleh dari hasil perhitungan FPT dan perhitungan laju alir gas minimum berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3 dapat disimpulkan bahwa pada penelitian ini persamaan Nossier3 lebih dapat dipercaya yaitu liquid loading terjadi pada ketiga skenario Model 2. Kesimpulan ini didasarkan pada gejala-gejala liquid loading yang juga ditunjukkan pada hasil perhitungan FPT seperti turunnya laju produksi gas seiring dengan terproduksinya air dan pada saat tersebut tekanan dasar sumur naik. Adapun penyebab mengapa persamaan Turner2 tidak menunjukkan terjadinya liquid loading pada penelitian ini adalah asumsi harga variabel yang digunakan oleh Turner2 tidak sesuai karena harga variabel tersebut diasumsikan pada kondisi aliran turbulen dengan bilangan Reynold berada pada range 104<NRE< 2x105 sedangkan NRE pada penelitian ini > 2x105.

V. KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan

1. Pemodelan liquid loading tidak bisa dilakukan secara terpisah, namun harus menggunakan

model terpadu antara reservoir, sumur, dan pipa produksi(fasilitas permukaan). Simulasi terpadu (ECLIPSE dan PIPESIM) dengan menggunakan platform FPT dapat digunakan untuk memperkirakan terjadinya liquid loading. 2. Perkiraan waktu terjadinya liquid loading

dilakukan dengan membandingkan laju alir gas dari hasil perhitungan FPT dan laju alir gas minimum yang dihitung berdasarkan persamaan Turner2 dan Nossier3. Pada penelitian ini, jika mengacu pada persamaan Nossier3 maka liquid loading terjadi sedangkan jika mengacu pada persamaan Turner2 maka liquid loading tidak terjadi.

3. Persamaan Nossier3 lebih mendekati dari pada persamaan Turner2 pada model penelitian ini karena asumsi harga variabel yang digunakan pada persamaan Turner2 tidak sesuai. Turner mengasumsikan bahwa laju alir gas turbulen dengan bilangan Reynold selalu berada pada range 104<NRE<2x105 sedangkan bilangan Reynold pada penelitian ini selalu lebih besar dari 2x105.

4. Pada sumur gas yang memproduksi cairan (kondensat/air) plateau rate akan sulit dipertahankan untuk waktu produksi yang panjang.

5. Strategi untuk mencegah ataupun mengatasi liquid loading diharapkan dapat dipersiapkan lebih dini setelah waktu liquid loading dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator FPT.

5.2 Saran

1. Peramalan terjadinya liquid loading perlu dilakukan dalam skala lapangan yang mempunyai sumur dengan jumlah yang banyak (multiwell).

2. Penggunaan data lapangan perlu dilakukan untuk melihat keakuratan program FPT ini.

3. Pada model liquid loading yang yang terjadi dari akumulasi kondensat, model dalam penelitian ini tidak dapat digunakan. Model yang dibuat harus komposisional.

VI. DAFTAR SIMBOL AL = luas alas tubing,ft2

Bw = water formation volume factor, rb /stb CD = koefisien drag

DL = diameter droplet liquid, ft

gc =factor konversi massan dengan berat, 32.174 ₂ sec . . lbf ft lbm

(12)

krg = permeabilitas relative gas, fraksi krw = permeabilitas relative air, fraksi mL = massa droplet liquid, lbm NWe = Weber number

NRE = Reynold Number

P/Pwh = tekanan kepala sumur, psia Pc = tekanan kapiler, psia

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia qg/Qgas = laju gas, mmcfd

Sg = saturasi gas, fraksi Sw = saturasi air, fraksi Ф = porositas, fraksi T = temperature, oR

vcrit-T = kecepatan kritis gas Turner Vg = kecepatan alir gas, ft/s Vt = kecepatan terminal, ft/s

σ = tegangan permukaan antara gas dengan liquid, dyne/cm

ρg = densitas gas, lbf/ft3 ρL = densitas liquid, lbf/ft3 μg = viskositas gas, cp IGIP = Initial Gas In Place GWC = Gas Water Contact LGR = Liquid Gas Ratio

VII.DAFTAR PUSTAKA

1. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.

2. Turner, R.G. et al. :”Analysis and Prediction of Minimum Flowrate for Continuous Removal of Liquid From Gas Wells”, SPE Production Engineering, November, 1969.

3. Nossier, M.A.et al. :”A New Approach for Accurate Prediction of Loading in Gas Well Under Different Flowing Conditions”, SPE Production & Facilities, November, 2000. 4. Neves, T. R. et al. : “Elimination of Liquid

Loading in Low-Productivity Gas Well”, SPE Production, March, 1989.

5. Brown, Kermit E. The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4.1984. PennWell Books: Tulsa

6. Beggs, H. Dale. Production OptimizationUsing NODALTM Analysis. 1999. OGCI Publications: Tulsa

7. McCain, William D. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1990. PennWell Books: Tulsa

8. Khatima, Husnul. Penentuan Laju Alir Gas Minimum Dan Instalasi Plunger Lift Untuk Mengatasi Liquid Loading. 2003. Tugas Akhir

(13)

LAMPIRAN

(14)

Hasil perhitungan laju alir gas minimum dengan persamaan Turner dan Nossier Skenario 1 P sink 2100 psia Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water Flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 0.00 15.3 0 2178.2 2916.2 3.813 4.576 7.800 634.61 15.3 0 2178.2 2916.2 3.813 4.576 7.800 660.77 10.72 1.857 2309.1 3110.0 3.913 4.695 8.123 1060.70 10.72 1.857 2309.1 3110.0 3.971 4.765 8.123 1078.30 8.343 5.62 2376.1 3228.6 4.020 4.824 8.281 1096.00 8.343 5.195 2376.1 3224.6 4.020 4.824 8.281 1119.10 8.343 4.916 2376.0 3222.0 4.020 4.824 8.281 1949.80 8.343 4.916 2376.0 3222.0 4.020 4.824 8.281 1998.20 8.343 5.342 2376.1 3226.0 4.020 4.824 8.281 2043.90 8.343 5.342 2376.1 3226.0 4.020 4.824 8.281 2089.70 8.343 5.837 2376.1 3230.6 4.020 4.824 8.281 2137.40 8.343 5.837 2376.1 3230.6 4.020 4.824 8.281 2164.70 8.343 6.233 2376.1 3234.2 4.020 4.824 8.281 2478.30 8.343 6.233 2376.1 3234.2 4.020 4.824 8.281 2517.70 7.983 6.684 2376.1 3238.3 4.020 4.824 8.281 2557.00 7.983 6.684 2376.1 3238.3 4.020 4.824 8.281 2608.10 7.983 7.163 2376.1 3242.4 4.020 4.824 8.281 2662.00 7.983 7.163 2376.1 3242.4 4.020 4.824 8.281 2716.90 7.639 6.819 2376.1 3240.1 4.020 4.824 8.281 2974.50 7.639 6.819 2376.1 3240.1 4.020 4.824 8.281 3034.70 7.639 7.293 2376.1 3244.2 4.020 4.824 8.281 3094.50 7.639 7.293 2376.1 3244.2 4.020 4.824 8.281 3155.50 7.639 7.747 2376.1 3248.0 4.020 4.824 8.281 3216.30 7.639 7.747 2376.1 3248.0 4.020 4.824 8.281 3252.20 7.639 8.195 2376.1 3251.8 4.020 4.824 8.281 3288.00 7.309 7.778 2376.1 3249.5 4.020 4.824 8.281 3771.90 7.309 7.778 2376.1 3249.5 4.020 4.824 8.281 3837.30 7.309 8.206 2376.1 3253.1 4.020 4.824 8.281 4082.10 7.309 8.206 2376.1 3253.1 4.020 4.824 8.281 4150.30 7.309 8.759 2376.1 3257.7 4.020 4.824 8.281 4220.40 7.309 8.942 2376.1 3259.2 4.020 4.824 8.281 4288.20 6.991 8.499 2376.1 3257.4 4.020 4.824 8.281 4749.00 6.991 8.499 2376.1 3257.4 4.020 4.824 8.281 4810.00 6.991 9.062 2376.1 3262.1 4.020 4.824 8.281 4958.30 6.991 9.062 2376.1 3262.1 4.020 4.824 8.281 5036.10 6.991 9.656 2376.1 3267.0 4.020 4.824 8.281

(15)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 13 Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water Flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 5114.00 6.691 8.976 2376.1 3263.8 4.020 4.824 8.281 5277.30 6.691 8.976 2376.1 3263.8 4.020 4.824 8.281 5359.70 6.691 8.534 2376.1 3260.0 4.020 4.824 8.281 5718.50 6.691 8.534 2376.1 3260.0 4.020 4.824 8.281 5781.30 6.691 9.067 2376.1 3264.6 4.020 4.824 8.281 5922.90 6.691 9.067 2376.1 3264.6 4.020 4.824 8.281 6005.50 6.691 9.828 2376.1 3271.0 4.020 4.824 8.281 6093.40 6.691 9.828 2376.1 3271.0 4.020 4.824 8.281 6151.70 6.691 10.41 2376.1 3275.8 4.020 4.824 8.281 6210.00 6.403 9.779 2376.1 3273.7 4.020 4.824 8.281 7011.00 6.403 9.779 2376.1 3273.7 4.020 4.824 8.281 7101.20 6.403 10.36 2376.1 3278.7 4.020 4.824 8.281

Gambar Plot Laju Alir Gas perhitungan FPT, Turner,

(16)

Gambar Plot Tekanan Dasar Sumur dan

Tekanan Kepala Sumur terhadap waktu produksi (Skenario 1)

Skenario 2 P sink 2000 psia Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 0.00 17.420 0 2076.60 2825.60 3.731 4.477 7.536 482.21 17.420 0 2076.60 2825.60 3.731 4.477 7.536 505.40 12.820 0.8744 2191.10 2958.00 3.823 4.588 7.812 783.43 12.820 0.8744 2191.10 2958.00 3.823 4.588 7.841 809.34 9.897 8.367 2210.20 3047.90 3.837 4.605 7.887 834.86 9.897 7.582 2210.20 3041.50 3.837 4.605 7.887 944.80 9.897 7.582 2210.20 3041.50 3.837 4.605 7.887 973.00 9.897 8.028 2210.20 3045.20 3.837 4.605 7.887 1031.80 9.897 8.028 2210.20 3045.20 3.837 4.605 7.887 1061.10 9.897 8.643 2210.20 3050.10 3.837 4.605 7.887 1096.00 9.897 8.643 2210.20 3050.10 3.837 4.605 7.887 1122.00 9.897 9.372 2210.30 3055.70 3.838 4.605 7.888 1150.30 9.897 9.372 2210.30 3055.70 3.838 4.605 7.888

(17)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 15 Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 1180.30 9.896 10.26 2210.30 3062.40 3.838 4.605 7.888 1211.80 9.897 10.81 2210.30 3066.40 3.838 4.605 7.888 1244.10 9.897 11.42 2210.30 3070.80 3.838 4.605 7.888 1276.70 9.897 11.42 2210.30 3070.80 3.838 4.605 7.888 1311.50 9.897 12.33 2210.30 3077.20 3.838 4.605 7.888 1346.80 9.897 12.33 2210.30 3077.20 3.838 4.605 7.888 1382.90 9.897 13.47 2210.40 3085.00 3.838 4.605 7.888 1419.70 9.897 14.33 2210.40 3090.70 3.838 4.605 7.888 1440.40 9.897 14.33 2210.40 3090.70 3.838 4.605 7.888 1461.00 9.897 15.35 2210.40 3097.40 3.838 4.605 7.888 1489.00 9.897 15.35 2210.40 3097.40 3.838 4.605 7.888 1524.80 9.897 17.14 2210.40 3108.80 3.838 4.605 7.888 1672.40 9.897 17.14 2210.40 3108.80 3.838 4.605 7.888 1710.00 9.456 18.44 2214.00 3119.30 3.840 4.608 7.897 1940.90 9.456 18.44 2214.00 3119.30 3.840 4.608 7.897 1983.90 9.043 19.56 2217.60 3129.60 3.843 4.612 7.905 2369.70 9.043 19.56 2217.60 3129.60 3.843 4.612 7.905 2419.00 6.790 15.95 2263.00 3173.50 3.879 4.655 8.012 2469.90 6.790 13.85 2263.00 3157.50 3.879 4.655 8.012 2513.40 6.790 12.54 2263.00 3147.30 3.879 4.655 8.012 2557.00 6.790 11.14 2263.00 3136.30 3.879 4.655 8.012 2604.60 6.790 9.856 2263.00 3126.00 3.879 4.655 8.012 2654.80 6.790 8.86 2263.00 3117.80 3.879 4.655 8.012 2707.10 6.790 8.258 2263.00 3112.70 3.879 4.655 8.012 2763.00 6.790 7.509 2263.00 3106.30 3.879 4.655 8.012 2819.90 6.790 6.826 2262.90 3100.30 3.879 4.655 8.012 2871.00 6.790 6.339 2262.90 3095.90 3.879 4.655 8.012 2922.00 6.790 5.957 2262.90 3092.40 3.879 4.655 8.012 2981.70 6.790 5.609 2262.90 3089.20 3.879 4.655 8.012 3045.60 6.790 5.609 2262.90 3089.20 3.879 4.655 8.012 3108.70 6.790 5.216 2262.90 3085.40 3.879 4.655 8.012 3174.40 6.790 5.216 2262.90 3085.40 3.879 4.655 8.012 3231.20 6.790 4.963 2262.90 3083.00 3.879 4.655 8.012 4383.00 6.790 4.963 2262.90 3083.00 3.879 4.655 8.012 4450.60 6.790 5.231 2262.90 3085.60 3.879 4.655 8.012 4678.00 6.790 5.513 2262.90 3088.30 3.879 4.655 8.012 4749.00 6.790 5.918 2262.90 3092.10 3.879 4.655 8.012 4826.00 6.790 5.918 2262.90 3092.10 3.879 4.655 8.012 4905.00 6.790 6.405 2262.90 3096.50 3.879 4.655 8.012

(18)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 16 Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 4983.70 6.790 6.405 2262.90 3096.50 3.879 4.655 8.012 5048.80 6.790 6.891 2262.90 3100.90 3.879 4.655 8.012 5114.00 6.790 6.891 2262.90 3100.90 3.879 4.655 8.012 5191.20 6.790 7.337 2262.90 3104.80 3.879 4.655 8.012 5270.70 6.790 7.337 2262.90 3104.80 3.879 4.655 8.012 5351.20 6.790 7.802 2263.00 3108.80 3.879 4.655 8.012 5556.40 6.790 7.802 2263.00 3108.80 3.879 4.655 8.012 5640.50 6.790 8.369 2263.00 3113.70 3.879 4.655 8.012 5726.40 6.790 8.369 2263.00 3113.70 3.879 4.655 8.012 5785.20 6.790 9.019 2263.00 3119.10 3.879 4.655 8.012 5844.00 6.790 9.019 2263.00 3119.10 3.879 4.655 8.012 5917.50 6.790 9.747 2263.00 3125.10 3.879 4.655 8.012 5996.90 6.790 9.747 2263.00 3125.10 3.879 4.655 8.012 6079.80 6.790 10.74 2263.00 3133.10 3.879 4.655 8.012 6144.90 6.790 10.74 2263.00 3133.10 3.879 4.655 8.012 6210.00 6.790 11.54 2263.00 3139.50 3.879 4.655 8.012 6292.20 6.790 11.54 2263.00 3139.50 3.879 4.655 8.012 6381.90 6.790 11.54 2263.00 3139.50 3.879 4.655 8.012 6476.50 6.790 12.45 2263.00 3146.60 3.879 4.655 8.012 6525.80 6.790 12.45 2263.00 3146.60 3.879 4.655 8.012 6575.00 6.790 12.45 2263.00 3146.60 3.879 4.655 8.012 6645.10 6.790 13.47 2263.00 3154.50 3.879 4.655 8.012 6730.50 6.790 13.47 2263.00 3154.50 3.879 4.655 8.012 6821.30 6.790 14.62 2263.00 3163.30 3.879 4.655 8.012 6880.70 6.790 14.62 2263.00 3163.30 3.879 4.655 8.012 6940.00 6.790 15.43 2263.00 3169.50 3.879 4.655 8.012 7020.60 6.790 15.43 2263.00 3169.50 3.879 4.655 8.012 7110.50 6.790 16.68 2263.00 3178.90 3.879 4.655 8.012 7305.00 6.790 16.68 2263.00 3178.90 3.879 4.655 8.012

(19)

Turner Adj20%, Nossier, dan Laju Alir Air terhadap waktu produksi (Skenario 2)

(20)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 18 Skenario 3 P sink 1900 psia Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 0.00 19.50 0 1974.9 2741.3 3.644 4.373 7.262 417.85 19.50 0 1974.9 2741.3 3.644 4.373 7.262 442.22 14.18 1.238 2079.4 2840.0 3.733 4.480 7.543 628.99 14.18 1.238 2079.4 2840.0 3.733 4.480 7.543 652.70 11.27 9.798 2095.1 2923.8 3.745 4.495 7.582 676.36 11.27 8.808 2095.0 2916.2 3.745 4.494 7.582 699.58 11.27 8.808 2095.0 2916.2 3.745 4.494 7.582 715.29 11.27 9.377 2095.1 2920.6 3.745 4.495 7.582 731.00 11.27 9.377 2095.1 2920.6 3.745 4.495 7.582 751.54 11.27 10.16 2095.1 2926.6 3.745 4.495 7.582 774.55 11.27 10.84 2095.1 2931.6 3.745 4.495 7.582 799.23 11.27 11.64 2095.1 2937.3 3.745 4.495 7.582 825.20 11.27 12.54 2095.1 2943.6 3.745 4.495 7.582 851.50 11.27 13.5 2095.2 2950.0 3.746 4.495 7.582 879.60 11.27 14.24 2095.2 2954.9 3.746 4.495 7.582 908.68 11.27 15.12 2095.2 2960.6 3.746 4.495 7.582 936.66 11.27 16.27 2095.2 2967.9 3.746 4.495 7.582 965.83 11.27 17.64 2095.3 2976.3 3.746 4.495 7.582 994.88 11.27 19.04 2095.3 2984.7 3.746 4.495 7.582 1023.10 11.27 20.34 2095.3 2992.3 3.746 4.495 7.582 1052.40 11.27 20.34 2095.3 2992.3 3.746 4.495 7.582 1074.20 11.27 22.28 2095.4 3003.3 3.746 4.495 7.583 1124.20 11.27 22.28 2095.4 3003.3 3.746 4.495 7.583 1155.30 10.81 24.64 2098.4 3015.9 3.748 4.498 7.590 1216.50 10.81 24.64 2098.4 3015.9 3.748 4.498 7.590 1249.10 10.38 26.05 2101.4 3024.2 3.752 4.503 7.604 1280.00 10.38 26.05 2101.4 3024.2 3.752 4.503 7.604 1310.30 10.38 27.49 2101.4 3031.9 3.752 4.503 7.604 1461.00 10.38 27.49 2101.4 3031.9 3.752 4.503 7.604 1493.60 9.95 29.18 2104.6 3042.7 3.755 4.506 7.612 1744.90 9.95 29.18 2104.6 3042.7 3.755 4.506 7.612 1785.00 7.66 24.91 2150.0 3079.4 3.792 4.550 7.731 1806.00 7.66 23.35 2150.0 3069.3 3.792 4.550 7.731 1827.00 7.67 21.87 2150.0 3059.8 3.792 4.550 7.731 1856.40 7.67 20.54 2150.0 3051.1 3.792 4.550 7.731 1892.90 7.66 19.06 2150.0 3041.3 3.792 4.550 7.731 1934.50 7.67 17.45 2150.0 3030.5 3.792 4.550 7.731

(21)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 19 Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 1976.70 7.67 16.13 2150.0 3021.5 3.792 4.550 7.731 2019.40 7.66 15.06 2150.0 3014.2 3.792 4.550 7.731 2065.80 7.66 14.31 2150.0 3009.0 3.792 4.550 7.731 2112.50 7.66 14.31 2150.0 3009.0 3.792 4.550 7.731 2152.20 7.66 13.09 2150.0 3000.4 3.792 4.550 7.731 2192.00 7.66 13.09 2150.0 3000.4 3.792 4.550 7.731 2237.90 7.67 11.92 2150.0 2991.9 3.792 4.550 7.731 2287.80 7.67 11.92 2150.0 2991.9 3.792 4.550 7.731 2337.10 7.66 11.07 2150.0 2985.6 3.792 4.550 7.731 2439.00 7.66 11.07 2150.0 2985.6 3.792 4.550 7.731 2491.00 7.67 10.42 2150.0 2980.8 3.792 4.550 7.731 2922.00 7.67 10.42 2150.0 2980.8 3.792 4.550 7.731 2976.50 7.66 11.12 2150.0 2986.0 3.792 4.550 7.731 3288.00 7.66 11.83 2150.0 2991.2 3.792 4.550 7.731 3337.90 7.67 12.63 2150.0 2997.0 3.792 4.550 7.731 3459.60 7.67 12.63 2150.0 2997.0 3.792 4.550 7.731 3527.50 7.66 13.58 2150.0 3003.9 3.792 4.550 7.731 3700.70 7.66 13.58 2150.0 3003.9 3.792 4.550 7.731 3759.40 7.67 14.48 2150.0 3010.2 3.792 4.550 7.731 3823.80 7.67 14.48 2150.0 3010.2 3.792 4.550 7.731 3889.60 7.67 15.61 2150.0 3018.0 3.792 4.550 7.731 3953.80 7.67 15.61 2150.0 3018.0 3.792 4.550 7.731 4018.00 7.66 16.84 2150.0 3026.4 3.792 4.550 7.731 4086.90 7.66 16.84 2150.0 3026.4 3.792 4.550 7.731 4156.80 7.67 18.26 2150.0 3036.0 3.792 4.550 7.731 4226.20 7.67 18.26 2150.0 3036.0 3.792 4.550 7.731 4296.10 7.66 19.41 2150.0 3043.6 3.792 4.550 7.731 4445.00 7.66 19.41 2150.0 3043.6 3.792 4.550 7.731 4514.30 7.66 20.76 2150.0 3052.5 3.792 4.550 7.731 4587.20 7.66 20.76 2150.0 3052.5 3.792 4.550 7.731 4661.60 7.66 22.27 2150.0 3062.3 3.792 4.550 7.731 4812.20 7.66 23.99 2150.0 3073.5 3.792 4.550 7.731 4884.50 7.66 23.99 2150.0 3073.5 3.792 4.550 7.731 4957.20 7.66 26.04 2150.0 3086.7 3.792 4.550 7.731 5029.90 7.66 26.04 2150.0 3086.7 3.792 4.550 7.731 5072.00 7.66 27.54 2150.0 3096.3 3.792 4.550 7.731 5175.10 7.66 27.54 2150.0 3096.3 3.792 4.550 7.731 5243.70 7.66 29.41 2150.0 3108.2 3.792 4.550 7.731 5314.70 7.66 29.41 2150.0 3108.2 3.792 4.550 7.731

(22)

Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi 20 Time (days) Gas flowrate (mmscf/day) Water flowrate (STB/day) Pwh (psia) Pwf (psia) Qgas (Turner) (mmscfd) Qgas (Turneradj20%) (mmscfd) Qgas (Nossier) (mmscfd) 5388.50 7.66 32.24 2150.0 3126.3 3.792 4.550 7.731 5433.70 7.66 32.24 2150.0 3126.3 3.792 4.550 7.731 5479.00 7.66 34 2150.1 3137.5 3.792 4.550 7.731 5545.80 7.33 32.13 2150.0 3131.0 3.792 4.550 7.731 6079.50 7.33 32.13 2150.0 3131.0 3.792 4.550 7.731 6144.80 7.33 34.06 2150.0 3144.3 3.792 4.550 7.731 6210.00 7.02 31.93 2150.0 3137.0 3.792 4.550 7.731 6817.70 7.02 31.93 2150.0 3137.0 3.792 4.550 7.731 6878.80 7.02 33.95 2150.0 3152.2 3.792 4.550 7.731 7191.50 7.02 36.15 2150.0 3169.2 3.792 4.550 7.731 7248.30 6.70 34.08 2150.0 3166.8 3.792 4.550 7.731 7305.00 6.70 34.08 2150.0 3166.8 3.792 4.550 7.731

(23)

Tekanan Kepala Sumur terhadap waktu produksi (Skenario 3)

Grafik kinerja reservoir yang diperoleh dari hasil run ECLIPSE

(24)

Skenario 2