Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 1
PERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT LANGSUNG DARI
SUMUR GAS
Oleh: Enos Eben Ezer* Dr. Ir. Pudjo Sukarno* SariArtificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan menghantarkan fluida tanpa mengubah sifat fisik dari fluida tersebut. Salah satu metode artificial lift adalah dengan menggunakan Gas Lift. Gas Lift adalah injeksi gas pada sumur minyak dengan tujuan untuk menurunkan gradien tekanan yang dibutuhkan untuk mengangkat fluida sampai ke permukaan.
Metode yang dilakukan untuk optimasi gas lift salah satunya adalah metode injeksi langsung dari sumur gas. Pada metode ini, gas hasil produksi sumur gas langsung diinjeksikan ke sumur minyak. Berbeda dengan biasanya disimpan dulu di separator gas. Untuk Optimasi yang dilakukan dimulai dari pembuatan model reservoir, kemudian membuat dua model sumur yang masing-masing digunakan untuk memproduksikan gas dan minyak. Optimasi ini akan dilakukan selama 20 tahun untuk mencapai perolehan minyak yang maksimum.
Skenario pengembangan dilakukan dengan melakukan produksi secara natural terlebih dahulu pada target laju produksi tertentu. Ketika terjadi penurunan laju produksi, maka akan dilakukan analisis guna menentukan besarnya laju injeksi gas yang dibutuhkan dengan membuat kurva performa gas lift atau yang lebih dikenal dengan GLPC. Laju Injeksi gas tersebut memperhatikan kondisi GOR (Gas Oil Ratio), productivity index dan juga tekanan reservoir dari sumur minyak sehingga dapat dinilai layak tidaknya sumur diinjeksikan gas. Setelah itu dilakukan uji sensitivitas laju produksi gas dari sumur gas, guna mengetahui besarnya potensi gas yang bisa diinjeksikan selama jangka waktu tertentu.
Kata kunci: Productivity Index, Gas Lift Performance Curve, Laju produksi sumur gas
Abstract
Artificial Lift method is used to lift the fluid without changing its physics properties. One of its method is Gas Lift Method. Gas Lift principle is injecting gas to oil well with purpose to reduce the pressure Gradient that needed to lifting the fluid up to the surface.
Ones of the gas lift Optimization is Direct Injection Gas Lift from gas well to gas lift well. At this methid, the gas that produced by gas well, is directly injected to oil well. Different than usually type that the gas was saved at gas separator. Its Optimization is begun with create the reservoir model, then make two well model which is used to produce gas and another one to produce oil. This Optimization will held for 20 years to reach the maximum oil recovery.
Development Scenario is started by producing with natural flow at a certain rate of production. Then, when decline rate of production rate occurred, an analyse will be made to determine the number of gas injection rate that will be needed by making gas lift performance curve (GLPC). Determining injection gas rate, need concern about GOR, productivity index and static pressure from Oil Well to know if the well is proper to be injected by gas. After that, sensitivity test about production gas rate from gas rate will be done to know the gas potentioont that san be injected for a certain period time.
Keyword: Productivity Index , Gas Lift Performance Curve, Producing gas flow rate
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 2 I. PENDAHULUAN
Industri Migas adalah salah satu industri yang menyokong stabilitas sumber daya energi di dunia ini. Berbagai cara dilakukan untuk mempertahankan ataupun meningkatkan perolehan minyak, dengan menggunakan metode Artificial Lift. Artificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan untuk menghantarkan fluida tanpa mengubah sifat fisik dari fluida tersebut. Salah satunya adalah gas lift yaitu penginjeksian gas ke dalam sumur minyak tersebut nantinya akan mengubah gradient tekanan yang dibuthkan untuk mengalirkan minyak sampai ke permukaan.
Hanya saja, untuk melakukan injeksi gas lift diperlukan peralatan di permukaan yang cukup banyak. Kadangkala untuk penyediaan fasilitas tersebut akan memakan biaya yang cukup besar. Sehingga dikembangkanlah metode direct Injection Gas. Direct Injection gas lift atau injeksi gas
langsung dilakukan dengan tujuan untuk
memudahkan proses injeksi. Hal ini dikarenakan metode ini tidak membutuhkan peralatan permukaan seperti pipa flowline yang cukup panjang ataupun separator gas yang digunakan untuk menyimpan gas itu terlebih dahulu.
Untuk itu,dalam topik tugas akhir ini, akan dilakukan simulasi permodelan untuk mengetahui keefektifan dari metode ini dari segi peningkatan perolehan minyak. Rencana pengembangan simulasi dilakukan dengan memasang dua sumur dalam satu reservoir. Reservoir ini terdiri dari dua zona, yaitu zona gas dan zona minyak di bawahnya. Di antara dua lapisan tersebut terdapat zona impermeabel sehingga tidak terjadi komunikasi antara kedua zona tersebut.
II. TUJUAN
1. Membuat Model integrasi untuk sistem sumur gas lift dengan injeksi langsung dari sumur gas.
2. Merancang instalasi sumur gas lift
berdasarkan pada kemampuan produksi sumur gas.
3. Memperkirakan laju produksi sumur minyak berdasarkan pada potensi sumur gas yang tersedia.
III. DASAR PENGEMBANGAN INJEKSI GAS LANGSUNG
Gas Lift merupakan salah satu metode artificial lift
yang dilakukan dengan cara menginjeksikan gas yang masuk ke dalam tubing sumur melalui annulus antara tubing dan casing. Gas yang terinjeksi tersebut akan membantu produksi minyak dengan cara membentuk slug yang akan membantu mendorong fluida ke permukaan ataupun terlarut dalam minyak tersebut sehingga akan menurunkan densitas fluida sehingga
mengurangi tekanan yang dibutuhkan untuk
mengangkat minyak. Gas tersebut akan masuk melalui valve atau mandrel setelah dilakukan proses unloading terlebih dahulu.
Sumber gas injeksi tersebut bisa berasal dari kandungan gas yang terdapat di dalam reservoir ataupun berasal dari lapangan lain. Pada dasarnya direct injection gas lift mirip dengan sistem gas lft biasa. Hanya saja pada metode ini, gas yang ada tidak dikirmkan ke separator namun langsung diinejksikan ke sumur minyak
Untuk kasus injeksi langsung, akan menggunakan teknik injeksi gas secara terus menerus (continous gas lift). Kriteria pemilihan metode tersebut dilakukan berdasarkan productivity index dari sumur tersebut yaitu sumur dengan PI tinggi (>0.5 stb/day/psi) menggunakan continous gas lift.
Banyaknya gas yang diinjeksikan tergantung dari ketersediaan gas yang ada di lapangan tersebut. Namun besar injeksi gas yang dibutuhkan bisa diperhitungkan dengan menggunakan nodal sytem anlysis.
Nodal analisis adalah membuat suatu analisis antara laju produksi dengan tekanan reservoir. Pada nodal analisis tersebut membuat perbandingan antara IPR (Inflow performance Curve) dan TPR (Tubing Performance Curve). IPR adalah kemampuan mengalirkan fluida dari reservoir ke tubing. Sedangkan TPR (Tubing Performance Curve) kemampuan mengalirkan fluida adalah dari tubing
sampai ke permukaan. Ketika dilakukan
penginjeksian gas, maka terjadi penurunan besar gradien tekanan yang dibuthkan untuk mengangkat fluida. Karena itu dilakukan analasis TPR dengan injeksi gas yang berbeda-beda GOR (Gas Oil Ratio) sehingga didapatkan pertemuan IPR TPR yang paling optimum. Berikut adalah grafik nodal analisis:
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 3 Gambar 3.1 Grafik Nodal Analysis
Setelah didapatkan grafik nodal analisis, barulah dibuat Grafik Gas Lift performance curve (GLPC) . Grafik GLPC adalah grafik antara laju produksi minyak dengan laju injeksi gas. Grafik ini digunakan untuk mengetahui laju poduksi injeksi optimum yang dibutuhkan untuk menginjeksi gas lift. Berikut adalah grafik GLPC:
Gambar 3.2 Grafik GLPC
IV. METODOLOGI 4.1 Model Secara Umum
Simulasi permodelan ini membuat rekaan model reservoir dan model fasilitas permukaan. Model Reservoir yang dibuat berbentuk balok sederhana dengan tebal reservoir 120 ft. Model tersebut terdiri atas tiga zona yaitu zona gas, zona impermeabel dan juga zona minyak. Sedangkan model fasilitas
permukaan adalah berupa 2 sumur, Sumur G1 digunakan untuk memproduksi gas dari reservoir gas. Sedangkan sumur P1 digunakan untuk memproduksi minyak pada reservoir minyak. Saat sumur P1
mengalami penurunan produksi, maka akan
dilakukan penginjeksian gas (gas lift) yang bersumber langsung dari sumur G1. Sehingga akan didapat produksi minyak yang optimum untuk jangka waktu yang cukup lama (20 tahun).Yang menjadi faktor perhitungan adalah ketersediaan gas yang ada dari sumur G1 untuk injeksi.Sehingga nantinya akan menentukan jumlah gas yang diinjeksi. Hanya saja sumur G1 belum diproduksikan selama sumur P1 belum membutuhkan gas untuk injeksi gas lift.
4.2 Model Reservoir
Model yang digunakan ini dibuat menggunakan simulasi Petrel. Model berbentuk balok sederhana dengan ukuran sumbu x=2000 ft, sumbu y=2000 ft dan sumbu z= 120 ft. Bagian Top Reservoir terletak pada kedalaman 5000 ft dari permukaan. Reservoir gas terletak pada kedalaman 5000-5060 ft. Bagian impermeable terdapat pada kedalaman 5060-5070 ft. Sedangkan reservoir minyak terletak pada kedalaman 5070-5120 ft. berikut adalah gambar penampang dari model yang dibuat:
Gambar 4.2.1 Model reservoir dengan posoritas heterogen
Reservoir ini merupakan reservoir yang sifatnya heterogen dengan variasi dari harga porositas dan
permeabilitasnya di tiap grid reservoir.
Keheterogenan dari reservoir ini menggunakan persamaan porositas dan permeabilitas yang diambil dari paper Nelson.
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 4 Gambar 4.2.3 Grafik persebaran permeabilitas
terhadap porositas untuk batuan sandstone5
Grafik persamaan porositas permeabilitas di atas adalah grafik untuk persamaan permeabilitaws pada batuan sandstone.dari grafik tersebut dibuat suatu
persamaan regresi linear untuk medapatkan
persamaan antara porositas dengan permeabilitas, persamaan yang didapat adalah sebagai berikut:
k_i=0.003*exp((49.05*Φ)) dimana
K_i=permeabilitas arah sumbu x dan y Sedangkan untuk nilai k arah sumbu z diasumsikan sebesar 1/10 dari nilai k_i.Nilai porositas reserervoir
berkisar dari 0.1-0.35. Sehingga nilai
permeabilitasnya berkisar dari 1-388 md untuk arah sumbu i,j. dan Sekitar 0.1-38,8 md.
Tabel 4.2.1 Properti fisik reservoir unit model
No. Properti Harga Satuan
1 Kedalaman res. Minyak 5120 Ft 2 Tekanan reservoir minyak 2219 Psi 3 Kedalaman res.gas 5060 Ft
4 Tekanan res. Gas 2210 Psi
5 Temperatur
reservoir
170.33 °F
6 Tebal formasi res.
Minyak
50 Ft
7 Tebal formasi res.
Minyak
60 Ft
8 Porositas 0.1-0.35 -
9 Permeabilitas 1-388 mD
Properti fluida untuk reservoir adalah light oil+gas dengan API=45˚ dan P bubble= 2219 psi. Sedangkan property gas dari fluida memiliki specific gravity,
=0.6636 sg udara atau sekitar 0.050673 lbm\ft3.
Gradien tekanan diasumsikan sebesar 0.433 psi/ft. Sehingga P reservoir di bottom reservoir sebesar 2219 psi. Tipe batuan yang digunakan adalah batuan consolidated sandstone.
Sedangkan untuk Kurva fungsi saturasi yang dihasilkan sebagai berikut:
Gambar 4.2.2 Grafik Fungsi Saturasi oil dan gas Dari grafik tersebut diketahui bahwa wettability dari batuan tersebut adalah oil wet.
Tabel 4.2.2 Harga parameter fluida
Parameter Harga Satuan
Gravity 45 API Pb 2219 Psi SGgas 0.6636 - -0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 0.5 1 krg atau kro Sg Krg kro
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 5 4.3 Model fasilitas Permukaan
Setelah model reservoir dibuat, maka dilakukan simulasi di ECLIPSE. Berdasarkan hasil simulasi di Eclipse didapat, bahwa FOIP di reservoir minyak sebesar 3429447.5 STB. Sedangkan pada reservoir gas didapat nilai FGIP sebesar 6725076 MSCF.
Berikut adalah scheduling sumur yang dilakukan:
Tabel 4.3.1 Schedulling Sumur
Well P1 G1
Location I:30 I:10
J:10 J:10 K:25-40 K:1-20 Datum Depth (ft) 5070 5060 Wellbore ID (in) 7 7 Fluid Laju poduksi (STB/D) or (MSCF/D) 300 1500 BHP Target (psi) 500 -
Rencana pengembangan sumur dilakukan selama 20 tahun dari bulan Januari 2010-Januari 2020.Berikut adalah gambar penampang posisi sumur:
Gambar 4.3.1 Letak sumur berdasarkan grid di Eclipse
Setelah dilakukan peletakan sumur, maka
dibuatlah model fasilitas permukaan dengan
menggunakan software PIPESIM. Software
PIPESIM akan menggeneralisasi simulasi produksi
dari reservoir (Eclipse) sampai ke permukaan. Hanya saja software ini hanya akan dapat melakukan untuk satu waktu tertentu. Model yang dibuat membentuk
jaringan yang menerangkan kondisi faslitas
permukaan sumur sampai ke separator.
Dari sumur P1 dialirkan ke wellhead lalu sampai ke separator Sink_1.Sedangkan dari Sumur G1 dialirkan ke wellhead sampai ke separator Sink_3
Gambar 4.3.2 Konfigurasi peralatan permukaan Pada model ini,seharusnya dari wellhead di sumur G1 langsung dihubungkan ke sumur P1, yang nantinya gas yang diproduksikan akan langsung dialirkan ke sumur P1 sebagai injeksi gas lift. Hanya saja, karena adanya keterbatasan software PIPESIM, yang belum bisa untuk melakukan hal tersebut, maka gas yang terproduksi seolah-olah diinjeksikan ke sumur P1. Hal ini dilakukan dengan cara menginjeksikan gas ke sumur P1 sesuai dengan property fluida dari gas yang diproduksikan oleh G1 dan juga ketersediaan yang terproduksikan oleh sumur tersebut. Diharapkan ke depannya akan didapatkan cara untuk menginjeksikan langsung dari sumur ke sumur.
Berikut adalah properti dari fasilitas tiap sumur dari wellbore sampai ke permukaan:
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 6 Pada awal produksi, karakteristik reservoir pada
sumur P1 adalah sebagai berikut: Tabel 4.3.2
Static P (Psi) 2219
Temperatur (°F) 160
Well PI (STB/Psi.Day) 2.25
Sedangkan untuk sumur G1 adalah sebagai berikut:
Gambar 4.3.4 skema flowline
Sedangkan dari Tubing sampai flowline B1 memiliki properti sebagai berikut:
Tabel 4.3.3 Tabel data konfigurasi fasilitas permukaan Ambient T Tubing (°F) 80 Tubing ID (in) 3.5 Flowline B2 ID (in) 4 Jarak horisontal B2 (ft) 10 Ambient T B2 (°F) 80 Flowline B1 ID (in) 8 Jarak horisontal B1 (ft) 1 Ambient T B1 (°F) 80 Flowline B4 ID (in) 3 Jarak horisontal B4 (ft) 100 Ambient T B4 (°F) 120 Flowline B6 ID (in) 3 Jarak horisontal B6 (ft) 1 Ambient T B6 (°F) 120 4.4 Integrasi Model
Model reservoir dan model fasilitas permukaan sudah dibuat. Setelah itulah baru dilakukan integrasi model yang akan menghubungkan reservoir dengan fasilitas permukaan dengan menggunakan FPT (Field Planning Tool). Software ini akan melakukan produksi dari dari dasar sumur hingga ke separator sesuai dengan desain yang ada.
4.5 Skenario Produksi dan Injeksi
Skenario yang dilakukan awalnya adalah melakukan pemilihan lokasi sumur minyak yang cocok untuk diproduksi dan juga sumur gas. Sumur gas yang ada
nantinya dilakukan pemilihan besar laju produksi untuk mengetahui ketersediaan laju produksi yang bisa dipakai untuk injeksi ke sumur minyak.
Sumur diproduksikan Sejak tanggal 1 Januari 2010 hingga 1 Januari 2030. Pada awal produksi, sumur minyak akan diproduksikan terlebih dahulu dengan laju poduksi produksi sebesar 300 STB/D. Setelah
diproduksi, nantinya sumur akan mengalami
penurunan produksi akibat penurunan tekanan. Pada saat itulah akan dilakukan injeksi langsung dari sumur gas yang ada. Sehingga sumur gas baru akan dibuka pada saat itu juga. Injeksi gas yang dilakukan berdasarkan kemampuan sumur gas yang ada. V. HASIL DAN ANALISA DATA
Awalnya pada lapangan tersebut hanya membuka sumur P1 saja untuk mengetahui kinerja produksi secara alamiah dari sumur tersebut. Sumur diproduksi dengan laju produksi 300 STB/D seperti yang sudah disebutkan sebelumnya. Gambar 4.1 adalah profile produksi secara alamiah hasil simulasi ECLIPSE :
Gambar 4.1 Grafik produksi sumur P1 dari ECLIPSE Hanya saja saat disambungkan dengan fasilitas permukaan menggunakan Software FPT, terjadi penurunan produksi yang cukup drastis seperti ditunjukkan pada gambar 4.2.
Dari gambar terlihat bahwa pada kondisi produksi alamiah, sumur hanya bertahan pada kondisi laju produksi minyak sebesar 300 STB/D sampai hari ke 151. Lalu laju produksi sumur turun langsung menjadi 90 STB/D pada hari selanjutnya. Jika dihitung hasil perolehannya, diperoleh minyak kumulatif yang didapat adalah 215100 STB, atau recovery factor sebesar 6,2 %.
Untuk meningkatkan recovery factor, maka
selanjutnya akan dilakukan dilakukan operasi gas lift. Penginjeksian dilakukan pada saat laju produksi
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 7 minyak turun dari 300 STB/D, yaitu pada hari ke
151.
Untuk melakukan injeksi gas lift perlu
memperhatikan beberapa faktor, yaitu gas oil ratio
(GOR), productivity index dan tekanan
reservoir.Ketiga faktor tersebut diperhatikan pada hari akan melakukan gas lift. Dari hasil simulasi di fpt didapat hasil yang ditampilkan pada Gambar 4.2-4.5.
Dari Grafik tersebut, pada hari ke 151 didapat nilai GOR 676 SCF/STB,PI 0.66 STB/Psi.Day, Static Pressure 1958 Psi.Data tersebut selanjutnya akan
digunakan untuk membuat kurva Gas Lift
Performance Curve (GLPC).
Kurva GLPC dibuat dengan menggunakan software PIPESIM dengan menggunakan 3 input data yang telah disebutkan sebelumnya.Berikut adalah grafik GLPC yang diperoleh:
Gambar 4.6 Grafik GLPC injeksi pertama
Grafik tersebut adalah grafik GLPC yang menpilkan antara Qliuid dengan Qinjeksi gas. Dari grafik tersebut, diketahui bahwa Qoptimum untuk injeksi sebesar 8 MMSCF/D.
Setelah diketahui jumlah gas yang dibutuhkan, maka dilakukan perhitungan potensi produksi sumur gas.
Pada langkah pertama, dilakukan perubahan
sensitivity dari laju produksi sumur gas sehingga diketahui potensi produksi gas yang akan digunakan untuk injeksi gas lift. Untuk itu, dilakukan pemilihan sensitivity laju produksi gas untuk mencapai laju produksi yang mampu bertahan dalam jangka waktu cukup panjang, yaitu 1, 1.5, dan 2
MMSCF/D. Gambar 4.7-4.9 menunjukkan grafik produksi sumur G1:
Gambar 4.7 Hasil produksi sumur gas pada laju poduksi 1 MMSCF/D
Gambar 4.8 Grafik produksi sumur gas pada laju poduksi 1. 5 MMSCF/D
Gambar 4.9 Hasil produksi sumur gas pada laju poduksi 2 MMSCF/D
Dari ketiga grafik tersebut, untuk laju poduksi 1 MMSCF/D bertahan sampai hari ke 3000.Sedangkan untuk laju poduksi 1.5 MMSCF/D bertahan sampai hari ke 2251. Sedangkan untuk laju poduksi 2
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 8 MMSCF/D bertahan sampai sekitar hari ke 1800.
Maka dapat diambil analisa bahwa laju poduksi gas yang optimum adalah laju poduksi 1.5 MMSCF/D dan juga 2MMSCF/D. Karena memiliki potensi produksi gas yang paling banyak dibandingkan 1MMSCF/D.
Maka selanjutnya dilakukan injeksi gas lift pada sumur P1, dengan laju gas injeksi sebesar 1.5 MMSCF/D semenjak hari ke 151.
Setelah dilakukan penginjeksian, maka diperoleh data hasil simulasi sebagai berikut (Gambar 4.10-4.12): Laju produksi minyak 300 STB/D tersebut menjadi bertahan hingga hari ke 943. Pada hari ke 943, nilai GOR sebesar 560.8 SCF/STB , PI sebesar 0.462 (STB/Psi.d) dan Tekanan reservoir sebesar 1507 psi. Dengan injeksi gas yang pertama, maka diperoleh peningkatan kumulatif minyak menjadi 0.9889 MMSTB hingga tahun ke 20, atau recovery factornya menjadi 28,8%.
Kondisi PI yang sudah di bawah 0.5 sebenarnya sudah tidak mendukung untuk melakukan injeksi gas lift lagi. Namun untuk membuktikan hal tersebut ,
akan dilakukan simulasi injeksi untuk
mempertahankan laju produksi sebesar 300 STB/D. Untuk itu dilakukan injeksi gas lift lagi dengan laju poduksi yang sama 1.5 MMSCF/D hanya saja dengan desain valve yang berbeda.
Berikut adalah Grafik GLPC kondisi reservoir di hari ke 943, yaitu dengan tekanan reservoir 1507psi.
Gambar 4.13 Grafik GLPC untuk P reservoir=1507 Psi
Maka nilai laju poduksi injeksi yang optimum adalah sebesar 2.993 MMSCF/D. Kembali ke ketersediaan gas yang diproduksikan maka yang digunakan adalah injeksi gas sebesar gas 1.5 MMSCF/ D.
Setelah dilakukan simulasi injeksi maka diperoleh hasil sebagai gambar berikut (Gambar 4.14):
Dari grafik di atas didapatkan bahwa injeksi gas 1.5 sudah tidak mampu mempertahankan laju poduksi sebesar 300 STB/D lagi untuk waktu yang lebih lama. Laju poduksi 300 hanya dapat bertahan hingga hari ke 943 saja. Hal ini dikarenakan nilai PI yang sudah kecil (<0.5) sehingga kemampuan sumur sudah
tidak bisa memproduksi tahan sampai 300
STB/D.Namun injeksi gas ini cukup bermanfaat karena mampu mempertahankan laju produksi sumur dengan nilai cukup tinggi. Dari sini disimpulkan bahwa injeksi gas lift sebesar 1.5 MMSCF/D mampu meningkatkan recovery Factor menjadi 28.8 %. Sekarang untuk skenario ke 2 diinjeksikan kembali dari hari ke 151 dengan menggunakan laju poduksi 2 MMSCF/D
Berikut adalah hasil simulasinya (Gambar 4.15): Dari hasil grafik di atas, terlihat bahwa grafik yang diperoleh tidak jauh berbeda dengan injeksi gas 1.5 MMSCF/D. Untuk laju produksi 300 STB/D hanya mampu bertahan hingga hari ke 1035. Lebih lama bila dibandingkan dengan injeksi gas 1.5 MMSCF/D. Namun melihat untuk selanjutnya laju produksi menunjukkan penurunan yang kurang lebih sama dengan laju produksi 1.5 MMSCF/D. Dengan laju poduksi tersebut, diperoleh kumulatif oil sebesar 0.9983 MMSTB. Sehingga diperoleh RF 29.1%.
Recovery Factor tersebut mengalami sedikit peningkatan jika dibandingkan dengan injeksi 1.5 MMSCF/D, yaitu mengalami peningkatan 0.03 %. Selanjutnya dilihat hasil data grafik GOR dan productivity index sebagai berikut (Gambar 4.16 & 4.17):
Dari grafik tersebut, pada hari ke 1034, nilai productivity index sudah turun mencapai 0.464 . Mengingat seperti skenario injeksi 2 dengan injeksi gas 1.5 MMSCF/D. Bila productivity index <0.5 maka injeksi gas lift sudah tidak efektif lagi sehingga diputuskan untuk tidak melakukan injeksi ulang. VI. KESIMPULAN
1. Permodelan secara terintegrasi dapat
dikembangkan yang dapat mewakili kondisi lapangan.
2. Permodelan tersebut dapat digunakan untuk merencanakan instalasi sumur gas lift sesuai dengan ketersediaan potensi gas yang ada dari sumur gas. Contohnya untuk kondisi
aliran alamiah, pada hari ke 151
65 75 85 0 5 10 15 Laju Produ ksi Minyak (STB /D)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 9 membutuhkan laju injeksi gas sebesar 8
MMSCF
3. Berdasarkan model, dapat diketahui profil laju produksi minyak seseuai dengan ketersediaan laju produksi gas dari sumur gas.Contohnya untuk injeksi gas 1.5 MMSCF/D akan mempertahankan laju produksi minyak 300 STB/D sampai hari ke 943. Sedangkan untuk injeksi gas 2 MMSCF/D akan mempertahankan laju produksi minyak 300 STB/D sampai hari ke 1035.
VII. SARAN
1. Pengembangan model secara general yang meliputi jumlah sumur gas yang lebih banyak.
2. Dengan keterbatasan produksi sumur gas, dapat dipertimbangkan juga metode rotative gas lift untuk membantu ketersediaan produksi gas.
DAFTAR ISTILAH Φ = Porositas
K = permeabilitas (mD) DAFTAR PUSTAKA
1. Schlumberger. Gas Lift Technology.
2. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.
3. Takacs, Gabor. Gas Lift Manual. PennWell Corporation, 2005.
4. Guo, Buyon. Petroleum Production Engineering : A Computer –Assisted Approach. Elsevier Science & Technology Books. 2007.
5. Philip H. Nelson. Permeability-Porosity
Relationships in Sedimentary Rocks: U.S. Geological Survey, Denver, Colorado
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 10
LAMPIRAN
Gambar 4.2 Grafik produksi sumur hasil Integrasi di FPT
Gambar 4.3 Grafik GOR kondisi alamiah 0 50 100 150 200 250 300 350 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Laju Produ ksi minyak (STB /D) Waktu (hari) 590 600 610 620 630 640 650 660 670 680 690 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 GOR (SCF/STB ) Waktu (hari)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 11 Gambar 4.4 Grafik PI untuk produksi alamiah
Gambar 4.5 Grafik Tekanan reservoir untuk produksi alamiah 0 0.5 1 1.5 2 2.5 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Produ ctivity In dex (STB /PSI .d ay ) Waktu (hari) 0 500 1000 1500 2000 2500 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Tekana n Reservoir (Psi) Waktu (hari)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 12 Gambar 4.10 Grafik Laju produksi minyak untuk injeksi pertama sebesar gas 1.5 MMSCF/D
Gambar 4.11 Grafik GOR untuk injeksi pertama sebesar 1.5 MMSCF/D 0 50 100 150 200 250 300 350 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Laju Produ ksi minyak (STB /D) Waktu (hari) 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 GOR (SCF/STB ) Waktu (hari)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 13 Gambar 4.12 Grafik Tekanan reservoir untuk injeksi pertama sebesar 1.5 MMSCF/D
Gambar 4.14 Grafik laju produksi minyak untuk injeksi ke 2 0 500 1000 1500 2000 2500 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Tekana n Reservoir (ps i) Waktu (hari) 0 50 100 150 200 250 300 350 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Laju Produ ksi minyak (STB /Da y) Waktu (hari)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 14 Gambar 4.15 Grafik Laju Produksi sumur untuk laju injeksi Gas 2 MMSCF/D
Gambar 4.16 Grafik Gas Oil Ratio 0 50 100 150 200 250 300 350 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Laju Produ ksi Minyak (STB /Da y) Waktu (hari) 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 GOR (SCF/STB ) Waktu (hari)
Enos Eben Ezer, 12206035, Semester 1 2010/2011 Page 15 Gambar 4.17 Productivity Index
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Produ ctivity In dex (STB /p si. d ay ) Waktu (hari)
