TROUBLESHOOTING PADA GAS LIFT

89

TROUBLESHOOTING PADA GAS LIFT

Oleh : Ir. Edi Untoro. MT*) INTISARI

Makalah ini menyajikan dasar dan aplikasi dari berbagai teknik troubleshooting gas lift yang dipakai di operasi produksi pada lapangan Lake Maraicabo di Venezuela. Dengan memadukan model-model fisik sederhana dan prosedur-prosedur analitis, para ahli teknik produksi dapat mendiagnosa suatu sumur gas lift.

Teknik yang disajikan ini telah berhasil diaplikasikan pada sejumlah besar sumur gas lift, dengan memberikan suatu alternatif terhadap berbagai metodologi yang terdapat pada literatur. Kasus-kasus lapangan yang mewakili juga diberikan untuk lebih menjelaskan permasalahan yang ada.

1. Pendahuluan

Di lapangan Lake Maraicabo di Venezuela (Gambar 1), gas lift dipakai sebagai suatu metoda pengangkatan buatan sejak awal tahun 1960-an. Sebagai akibat dari penurunan produksi dari reservoir-reservoirnya dan bertambahnya wilayah produksi baru, sejumlah sumur yang ditetapkan dengan metoda pengangkatan buatan bertambah banyak.

Dikarenakan banyaknya sumur dan pengembangan geografisnya termasuk dalam sistem produksi, lapangan Lake Maraicabo dapat dianggap sebagai suatu lapangan minyak lepas pantai dengan metoda gas lift yang terbesar di dunia. Pada suatu sistem produksi sebesar itu, deteksi awal dari suatu kesalahan fungsi gas lift sangat diperlukan untuk mendapatkan laju produksi yang diinginkan.

Troubleshooting juga dilakukan untuk memperbaiki teknik-teknik perancangan dengan melakukan analisa respon dari sumur-sumur gas lift. Pada makalah ini, teknik perancangan gas lift kontinyu, terputus-putus, dan kolom (slug) telah dikembangkan.

Alasan-alasan yang dikemukakan di atas telah banyak sekali didapatkan pada pekerjaan operasional dan keteknikan untuk mengembangkan dan memperbaiki teknik-teknik untuk troubleshooting peralatan gas lift dibawah kondisi operasi produksi tertentu di lapangan Lake Maraicabo 1). Begitu juga filosofi dibalik metodologi-metodologi ini dapat secara mudah dipakai pada berbagai lapangan gas lift

lain di dunia. Teknik-teknik ini telah berhasil diaplikasikan pada lebih dari 6000 sumur dalam satu perioda 10 tahun.

Untuk men”troubleshooting” sumur-sumur gas lift, perancangan perhitungan dilakukan dimana data lapangan dipakai untuk memudahkan perilaku sistem. Penyelarasan hasil-hasilnya dengan data-data lapangan akan menunjukkan dimana gas untuk gas lift diinjeksikan. Penyimpangan antara model tersebut dengan data lapangan akan menghasilkan problema yang mungkin terjadi.

Makalah ini memfokuskan pada model-model numerik sebaik prosedur-prosedur analitis untuk troubleshooting sumur-sumur gas lift kontinyu dan terputus-putus. Kasus-kasus lapangan yang mewakili dipakai untuk melukiskan penggunaan teknik-teknik ini.

2. Sistem Gas Lift

Jenis sistem gas lift yang dipakai untuk tujuan troubleshooting dapat dilihat pada Gambar 3. Gas bertekanan tinggi dari stasiun kompresor diterima dan distribusikan di manifold-manifold gas, dimana laju injeksi gas dikontrol dan diukur dengan suatu jepitan (choke) dan suatu alat ukur aliran gas (orifice plate meter). Pada sumur tersebut, gas mengalir dari annulus ke tubing melalui katup operasi gas lift yang diletakkan dalam suatu mandrel. Fluida yang dihasilkan oleh reservoir kemudian didorong oleh gas tersebut ke permukaan.

90 Gambar 3 menunjukkan suatu alat ukur tekanan

yang dipasang pada kepala sumur yang mencatat tekanan casing dan tubing. Fluida sumur diterima/ditampung dalam suatu separator. Laju gas produksi total diukur dengan suatu orifice plate meter dan laju produksi cairan dengan suatu flow meter cairan.

3. Metoda Gas Lift

Tiga jenis metoda gas lift dipakai di lapangan Lake Maraicabo, yaitu ; kontinyu, terputus-putus, dan aliran kolom. Masing-masing dicirikan dengan suatu pola aliran yang berbeda didalam tubing di atas titik injeksi gas dan juga mempunyai suatu metodologi troubleshooting yang berbeda.

Eksistensi dari masing-masing metoda produksi gas lift tersebut dapat ditentukan melalui suatu pengujian yang seksama (teliti) dari grafik tekanan permukaan seperti terlihat pada Gambar 4, dimana suatu jenis kurva tekanan Vs waktu disajikan untuk setiap metoda gas lift.

Gas Lift Kontinyu (Gambar 4A)

Pada gas lift kontinyu 2), gas yang dialirkan (diinjeksikan) secara kontinyu melalui katup operasi akan membentuk suatu campuran yang homogen antara gas dan cairan di atas titik injeksi. Gas yang diinjeksikan ini akan memperkecil densitas kolom fluida sehingga cukup untuk membuat tekanan reservoir dapat mengangkat fluida sumur mengalir ke separator. Bentuk dari grafik tekanan casing dan tubing merupakan suatu garis lurus. Drawdown tekanan juga konstan.

Gas lift kontinyu dipakai pada sumur dengan produktivitas tinggi sehingga kesinam-bungan produksi menjadi seperti pada sumur sembur alami.

Gas Lift Terputus-putus (Gambar 4B)

Pada gas lift terputus-putus3),4), gas yang diinjeksikan dalam siklus, memungkinkan reservoir tersebut dapat mengangkat sejumlah fluida yang membentuk kolom di atas titik injeksi. Energi yang berasal dari pengembangan

kolom gas bertekanan tinggi akan mendesak kolom fluida tersebut sampai ke permukaan. Pada saat gas tersebut diinjeksikan maka tekanan casing akan mengecil, dan selama perioda peningkatannya (build up), suatu kolom cairan baru akan terbentuk didalam tubing tersebut. Bentuk dari grafik tekanan casing dan tubing berupa garis bergelombang dengan harga tinggi dan rendah tergantung pada setiap tahap selama proses pengangkatan.

Aliran Kolom (Gambar 4C)

Gas lift aliran kolom (slug flow)5) berbeda dengan terputus-putus karena dua atau lebih kolom cairan diangkat gas pada waktu yang sama. Waktu siklus biasanya sangat singkat (kurang dari 20 menit/siklus), dan energi untuk pengangkatan gas tersebut yang utama diberikan oleh reservoirnya.

Pada gas lift aliran kolom, peng-injeksian gas bertekanan tinggi mencegah bercampurnya gas dengan cairan, dan untuk memperkecil kemungkinan terjadinya busa. Produksi cairan dalam metoda ini adalah hampir konstan.

Metoda ini hanya diterapkan pada lapangan Urdaneta (Lake Maraicabo, Venezuela) untuk mengangkat minyak mentah berat (API ≤ 12) dari kedalaman 8000 sampai 10000 feet sehingga tidak akan dibahas pada makalah ini.

Data Dalam Perhitungan-Perhitungan Troubleshooting

Ahli produksi harus mengumpulkan semua data yang dibutuhkan untuk melakukan analisa troubleshooting dari instalasi gas lift. Pada Tabel 1 semua data yang berbeda dan sumber-sumbernya dapat dilihat.

Pendekatan Umum Dalam Troubleshooting Sumur Gas Lift

Tujuan dari penganalisaan dan troubleshooting sumur gas lift adalah memeriksa kinerja sistem gas lift untuk mempertahankan laju produksi maksimum dan laju produksi paling ekonomis.

91 Dalam troubleshooting sumur gas lift, seluruh

kasus yang ada dapat dikelompokkan dalam 4 katagori utama, yaitu :

1. sumur tidak menerima gas injeksi 2. sirkulasi gas injeksi

3. aliran kontinyu 4. aliran terputus-putus.

Katagori (2), (3) dan (4) dikelompokkan menurut kondisi pengangkatan yang ada dalam tubing di atas titik injeksi.

Sebagian problema dapat dideteksi dari suatu interpretasi langsung terhadap chart-chart tekanan permukaan. Begitu juga, kita menghitung harga tekanan dasar sumur yang setelah dikembalikan ke permukaan dapat dibandingkan dengan data yang ada pada chart tekanan sehingga memungkinkan perkiraan titik injeksinya.

Pada makalah ini, hanya persamaan-persamaan untuk troubleshooting gas lift kontinyu dan terputus-putus yang dijelaskan. Pengetahuan bagaimana menghitung tekanan casing dan tubing diasumsikan.

Gas Lift Kontinyu

Dua situasi berbeda yang harus diperhatikan adalah :

- gas diinjeksikan melalui suatu katup gas lift, atau

- gas diinjeksikan melalui suatu ruang (komunikasi) diantara tubing dan annulus.

Katup operasi gas lift ditentukan dengan menghitung tekanan casing operasi permukaan (Psop), dimana kedalaman suatu komunikasi dideteksi dengan menghitung tekanan alir di tubing yang dikembalikan ke permukaan (Ptosc). Baik Psop maupun Ptosc diperbandingkan Vs chart tekanan permukaan di casing (Pcsoc). Prosedurnya dibahas di lembar berikutnya.

Penentuan Katup Gas Lift Operasi

Untuk memungkinkan terjadinya suatu tekanan draw down kontinyu pada dasar sumur, katup gas lift yang digunakan untuk mengangkat

gas secara kontinyu harus secara proporsional merespon perubahan-perubahan didalam tekanan tubing. Pada saat katup terbuka, tekanan casing gas (Pcso) diperkirakan seperti dijelaskan pada Lampiran A.

Ketika katup tersebut bekerja, dia akan melukiskan suatu tekanan permukaan yang disebut tekanan casing operasi permukaan (Psop). Lampiran B memperlihatkan pengembangan suatu persamaan untuk Psop.

Untuk mendeteksi berbagai kemungkinan katup operasi, hitung Psop untuk setiap katup gas lift dan bandingkan dengan Pcsoc. Katup gas lift dengan perbedaan minimum (Pcsoc-Psop) adalah kemungkinan besar dipakai sebagai katup operasi.

Komunikasi Antara Tubing dan Ruang Anulus

Ketika terdapat komunikasi antara tubing dan ruang annulus , tekanan tubing (Pt) pada kedalaman komunikasi (Dtac) harus lebih besar daripada tekanan casing (Pc).

Tekanan casing diestimasi dengan menganggap hanya terdapat gas dalam casing, sedangkan tekanan tubing diprediksi memakai korelasi multifasa vertikal yang sama dengan yang digunakan untuk tujuan perancangan gas lift kontinyu.

Lampiran C berisi suatu kelompok persamaan untuk memperkirakan tekanan alir permukaan (Ptosc) seperti yang dipakai untuk memeriksa kemungkinan suatu komunikasi antara tubing dan ruang annulus. Pada Gambar 6, suatu penjelasan secara grafis dari analisa tersebut disajjikan.

Ptosc dibandingkan dengan Pcsoc dengan alasan berikut :

1. Jika (Pcsoc – Ptosc) > 100 untuk seluruh kedalaman, maka tidak terdapat komunikasi antara tubing dan casing 2. Jika (Pcsoc – Ptosc) ≤ 100, maka

terdapat komunikasi antara tubing dan casing pada suatu kedalaman tertentu sebesar Dtac.

92 Gas Lift Terputus-Putus

Ide dasarnya adalah menggunakan energi yang dihasilkan oleh pengembangan gas injeksi untuk mengangkat suatu kolom cairan tunggal menuju permukaan.

Secara fundamental, hal ini merupakan suatu proses pendesakan yang terjadi didalam tubing tersebut setelah gas diinjeksikan melalui suatu katup pada suatu laju volumetrik dan tekanan yang cukup tinggi untuk menghindarkan gas tersebut masuk kedalam kolom cairan.

Dua kondisi utama dalam penggunaan gas lift terputus-putus sebagai metoda gas lift paling baik adalah :

1. Reservoir tidak cukup memiliki energi dan pengecilan densitas kolom fluida dengan menggunakan gas lift kontinyu tidak memungkinkan perolehan laju produksi yang diinginkan.

2. Pada sumur-sumur tersebut, produksi minyak mentah dengan gravitas rendah, viscositas tinggi, dan GLR formasi rendah. Gas lift kontinyu dapat mengakibatkan terjadinya busa formasi dan menimbulkan kehilangan tekanan karena gesekan.

Diskripsi Proses Gas Lift Terputus-putus Gambar 7 dapat dipakai untuk melukiskan model tersebut. Katup operasi merupakan suatu katup gas lift yang dioperasikan dengan tekanan casing (biasanya suatu katup yang dioperasikan dengan pilot). Gas yang diinjeksikan dikontrol dengan suatu jepitan yang dipasang di permukaan, dalam manifold, atau dalam saluran gas (gas line).

Gambar 7A menggambarkan ketika katup gas lift dalam kondisi terbuka. Selama perioda waktu tertentu, kolom cairan akan mencapai suatu ketinggian (Q) pada suatu kecepatan yang ditentukan dengan indeks produktivitas dan tekanan reservoir (Psbh). Tekanan casing akan mencapai harga maksimum sesuai dengan tekanan buka katup (Pcvo). Pada saat ini, tekanan tubing pada

kedalaman katup tersebut (Dov) menunjukkan harga minimum.

Gambar 7B melukiskan kejadian setelah katup terbuka dan gas injeksi masuk kedalam tubing. Ketika hal ini terjadi, tekanan casing terus mengecil sampai akhirnya sama dengan tekanan tutup katup (Pcvc). Dianggap bahwa kolom (slug) cairan diam sebelum mulai bergerak ke atas menuju permukaan, sehingga energi terbesar yang diberikan oleh pengembangan gas yang diinjeksikan adalah dipakai untuk menghasilkan inersia dari kolom cairan.

Kolom fluida akan mencapai suatu kecepatan maksimum sebelum meninggalkan tubing, pada kejadian ini tekanan tubing pada Dov akan menjadi maksimum (Ptm). Gas akan terbuang jika kita tetap menginjeksikannya setelah kejadian ini, sehingga menghindarkan formasi dari suatu kolom fluida baru.

Ketika bergerak ke permukaaan, gas yang mengembang mencoba untuk menerobos kolom fluida dan sebagian kolom aslinya (Q) melekat ke dinding tubing. Inilah yang disebut jatuh kembali (fallback), dan merupakan hasil suatu panjang kolom Qp yang terproduksikan.

Pada Gambar 7C, katup gas lift tertutup dan kolom tersebut telah bergerak didalam saluran alir. Reservoir akan membentuk suatu kolom fluida baru dimulai dengan kehilangan karena “fallback”. Jumlah fluida ini ekivalen dengan suatu panjang kolom Qr.

Kecepatan kolom cairan pada kebanyakan sumur-sumur gas lift terputus-putus tidak melebihi 1000 ft/menit. Suatu kecepatan rata-rata (Vat) dipakai untuk tujuan-tujuan perancangan dan pendiagnosaan. Kolom tersebut akan mencapai permukaan pada suatu waktu sebesar Dov/Vat.

Seluruh proses selama suatu perioda disebut waktu siklus, yang merupakan hasil dari penjumlahan waktu yang diperlukan untuk membentuk kolom tersebut dan waktu untuk kolom fluida bergerak sejarak tertentu dengan kedalaman katup operasi pada suatu kecepatan rata-rata.

93 Waktu siklus dapat diamati dan

dianalisa secara tidak langsung dengan melihat tekanan casing dan tubing yang diukur dipermukaan dengan perekam tekanan.

Gambar 8 memperlihatkan bagaimana suatu chart tekanan Vs waktu tersajikan. Dengan mengukur waktu dari satu tahap A ke tahap A lainnya, waktu satu siklus dapat diperkirakan.

Menginterpretasi Tekanan Casing Permukaan

Perilaku tekanan casing permukaan biasanya merupakan suatu nnulus r yang sangat akurat mengenai apa yang terjadi dengan peralatan gas lift. Suatu operasi yang baik dari peralatan gas lift akan menggambarkan suatu perilaku yang ditandai dengan :

1. Kenaikan tekanan casing yang sama di setiap siklus. Ketika variasi tekanan terjadi, awalnya dapat diketahui dengan : (a) perubahan di tekanan saluran gas, (b) problema di peralatan pengukur, atau (c) perubahan pada kedalaman injeksi.

2. Suatu pengecilan tekanan casing yang cepat. Ketika tekanan casing mengecil secara perlahan, penyebabnya dapat berupa : (a) operasi katup gas lift yang salah, (b) volume yang diberikan ruang nnulus terlalu besar, (c) suatu beda tekanan yang rendah antara casing dan tubing ketika gas diinjeksikan, dimana kondisi terakhir ini dapat diakibatkan oleh suatu tekanan balik tubing yang tinggi.

Perhitungan Troubleshooting Gas Lift Terputus-putus

Seperti pada gas lift kontinyu, dua situasi yang dipertimbangkan adalah :

1. injeksi gas melalui suatu katup gas lift 2. melalui suatu komunikasi.

Gambar 9 menunjukkan suatu diagram alir yang memperlihatkan semua langkah yang diperlukan untuk troubleshooting gas lift terputus-putus.

Untuk menentukan katup mana yang merupakan tekanan operasi untuk

masing-masing katup gas lift pada saat pembukaan (Pcso) adalah dihitung dan dibandingkan dengan chart tekanan permukaan casing (Pcsoc).

Pcso dihitung menggunakan persamaan-persamaan yang diberikan pada Lampiran A. Pada persamaan untuk Pcso, diperlukan untuk menghitung tekanan tubing ketika gas mulai diinjeksikan. Tekanan ini (Pto) diperkirakan menggunakan persamaan yang diberikan dalam Lampiran E.

Pedoman-pedoman berikut dipakai saat menginterpretasi hasil dari perhitungan-perhitungan “intermittent” :

1. Jika Pcsoc ≥ Pcso (1), katup 1 merupakan katup operasi

2. Jika Pcso (n-1) > Pcsoc ≥ Pcso (n), katup n merupakan katup operasi 3. Jika Pcsoc < Pcso (N), katup terdalam

pada D(N) merupakan katup operasi 4. Jika Pcsoc << Pcso(N), tekanan casing

terlalu rendah untuk suatu katup dapat beroperasi dengan normal.

Pada kasus dimana gas tidak diinjeksikan melalui suatu katup gas lift, dapat diasumsikan bahwa gas diinjeksikan melalui suatu komunikasi. Komunikasi tersebut dapat merupakan suatu hasil dari suatu kebocoran tubing, packer, atau katup gas lift. Hal ini juga dapat disebabkan oleh suatu katup gas lift yang keluar dari suatu ruang mandrel.

Tekanan casing pada kejadian dimana gas diinjeksikan melalui suatu komunikasi diantara tubing dan casing disebut Pcmax. Lampiran E menunjukkan cara untuk memperkirakan Pcmax.

Gambar 10 memperlihatkan seberapa besar Pcmax. Pcmax terjadi ketika gas masuk kedalam tubing melalui suatu komunikasi antara tubing dan casing. Pada kejadian ini tekanan casing tersebut mencapai harga maksimumnya.

Kemungkinan adanya suatu komunikasi adalah diperkirakan dengan membandingkan Pcmax dengan chart tekanan casing (Pcsoc). Jika kita dapatkan suatu kedalaman pada Pcmax ≥ Pcsoc berarti suatu komunikasi antara tubing dan casing didapatkan (berada) dan

keda-94 lamannya dapat dihitung dengan interpolasi.

Gambar 11 menunjukkan interpolasi ini.

4. Aplikasi Ke Kasus Lapangan

Empat kasus lapangan digunakan untuk melukiskan perhitungan-perhitungan trouble-shooting gas lift dan hasil-hasil interpretasinya. Pada Tabel 2, suatu ringkasan dari hasil-hasil interpretasi tersebut diberikan. Satu kasus gas lift kontinyu dan tiga kasus gas lift terputus-putus dianalisa dan hasilnya dituliskan dalam Tabel 3 sampai 6.

Dalam melakukan perhitungan-perhitungan troubleshooting untuk kasus-kasus gas lift intermittent, asumsi berikut ini dibuat :

- Koefisien fallback (FF) = 0.05 - Densitas fluida (ρt) = 0.150 psi/ft

- Kecepatan rata-rata kolom cairan (Vat) = 1 Mft/menit

Sumur LL-1481 (Tabel 3)

Sumur ini diproduksikan dengan gas lift kontinyu dan dari perhitungan mengindikasikan bahwa katup di mandrel nomor 2 merupakan katup operasi. Kesimpulan ini didapat setelah menginterpretasi hasil-hasilnya dengan cara berikut :

- Harga Ptosc tidak lebih besar dari Pcsoc, bahkan pada kedalaman packer, sehingga tidak ada komunikasi casing-tubing.

- Harga Pcsoc (950 psig) lebih besar dari Pcso (935 psig) pada katup nomor 2, sehingga tekanan tidak cukup untuk membuka katup terdalam.

- Katup nomor 2 menunjukkan harga Pcso terdekat (942 psig) terhadap Pcsoc (950 psig). Sehingga dapat disimpulkan bahwa katup inilah yang merupakan katup operasi.

Sumur LL-1532 (Tabel 4)

Sumur diproduksikan dengan gas lift terputus-putus. Dari chart tekanan permukaan dapat diperkirakan bahwa waktu siklusnya 18

menit/siklus dan bahwa katup di mandrel nomor 2 merupakan katup operasi.

Hasil-hasil perhitungan menunjukkan bahwa : - Pcsoc (990 psig) adalah lebih kecil dari

Pcso dari katup nomor 1 (1082 psig), sehingga katup nomor 1 bukan merupakan katup operasi.

- Harga Pcso dari katup nomor 2 (992 psig) lebih besar dari Pcsoc (990 psig), sehingga katup nomor 2 merupakan katup operasi.

- Karena tidak terdapat suatu kedalaman pada Pcmax lebih besar dari Pcsoc, maka tidak terdapat komunikasi antara casing dan tubing.

Sumur LL-895 (Tabel 5)

Sumur ini ditemukan berproduksi dengan suatu waktu siklus sebesar 600 menit/siklus dalam gas lift terputus-putus. Bentuk tekanan casing permukaan menunjukkan suatu kenaikan (buildup) perlahan.

Hasil-hasil perhitungan menunjukkan bahwa : - Pada saat tekanan tubing pada berbagai

kedalaman dibawah mandrel nomor 1 lebih bdari Pcsoc, tidak mungkin katup nomor 2, 3, dan 4 dapat beoperasi. - Pcmax untuk mandrel nomor 2 (989

psig) lebih besar dari Pcsoc (665 psig), sehingga dapat disimpulkan bahwa terdapat suatu komunikasi tubing-casing diantara mandrel 1 dan 2. Kedalaman ini dapat diperkirakan dengan interpolasi.

Sumur TJ-922 (Tabel 6)

Sumur ini diproduksikan dalam gas lift terputus-putus dengan waktu siklus 142 menit/siklus. Perhitungan menunjukkan bahwa katup nomor 2 bocor. Inilah interpretasinya :

- Ketika membandingkan Pcso mandrel 2 dan 3 (869 dan 752 psig) vs Pcsoc (690 psig), dapat disimpulkan bahwa tidak satupun katup-katup ini bertindak sebagai katup operasi (Pcsoc < Pcso). - Dengan kalimat lain, Pcmax pada

mandrel nomor 3 (894 psig) nyatanya lebih besar dari Pcsoc (690 psig), yang

95 dekat dengan harga Pcmax dari mandrel

nomor 2. Maka dapat disimpulkan bahwa katup ini rusak dan tidak mengontrol proses gas lift.

5. Penutup

Dari makalah ini dapat disimpulkan bahwa :

1. Metodologi-metodologi yang disajikan ini menawarkan suatu alternatif pendekatan untuk troubleshooting sumur-sumur gas lift. Keuntungan utama adalah analisa mereka didasarkan pada kemungkinan aplikasi di berbagai lapangan gas lift di dunia.

2. Metodologi ini sangat baik karena perkiraan-perkiraan yang wajar dari variable-variabel tertentu seperti “fallback”, kecepatan kolom cairan, tekanan alir tubing, tidak berpengaruh besar terhadap hasil-hasil akhir perhitungan-perhituungan

troubleshootingnya. Inilah yang terutama penting dalam kasus gas lift terputus-putus.

3. Interpretasi data lapangan produksi diperlukan untuk memastikan hasil-hasil numeriknya benar yang menghasilkan diagnosa yang benar.

4. Penggunaan katup-katup yang bekerja dengan tekanan casing (casing pressure-operated valves), selagi memungkinkan, membuat analisa dan diagnosa instalasi gas lift ini menjadi lebih mudah.

5. Pengalaman dalam menginterpretasi data produksi dan hasil-hasil perhitungan troubleshootingnya adalah penting untuk menyelesaikan bermacam kasus berwawasan luas. Begitu juga, data yang tersedia untuk metodologi yang tersaji sangat membantu mengurangi kebutuhan pengalaman

dalam tugas khusus pada

troubleshooting sumur-sumur gas lift.

DAFTAR NOTASI Simbol Latin

a2 = Faktor koreksi temperatur nitrogen

Ab = Area bellow katup gas lift, (sq.in) Ap = Area port katup gas lift, (sq.in) API = API gravitas dari minyak, (1/1) b2 = Faktor koreksi temperatur nitrogen

Ba = Kapasitas volumetrik dari ruang annulus, (Bls/Mft)(m3/m)

Bt = Kapasitas volumetrik dari tubing, (Bls/Mft)(m3/m)

CD = Koefisien “discharge”, (tanpa satuan)

CF = Faktor gesekan, (1/1)

Cm = Fraksi kolom awal yang berkurang karena fallback, (1/1)

Cp,Cv = Panas khusus pada tekanan dan volume tetap, (tanpa satuan) dc = Diameter dalam casing, (inci)(cm) dp = Diameter port katup gas lift, (inci) (cm)

DH = Kedalaman suatu komunikasi casing- tubing pada gas lift terputus-putus,

(Mft)

D(n) = Kedalaman mandrel nomor n, (Mft) D(N) = Kedalaman mandrel terdalam, (Mft) Dov = Kedalaman katup operasi gas lif, (Mft)

Dpd = Kedalaman packer, (Mft) (m)

Dpt = Kedalaman puncak interval produksi, (Mft)(m)

dt = Diameter dalam tubing produksi, (inci)(cm)

Dtac = Kedalaman suatu komunikasi casing- tubing pada gas lift kontinyu, (Mft) dto = Diameter luar tubing produksi, (inci)(cm)

f1 = (1-f2), (1/1)

f2 = Fraksi area dudukan/bellow = Ap/Ab FF = Koefisien fallback, (%)

FGLR = Perbandingan gas-cairan formasi, (scf/stb)

Fgy = Faktor gas yang diestimasi pada puncak kolom Q pada gas lift terputus-putus, (1/1).

fr = Koefisien faktor gesekan, (1/1) g = Percepatan gravitasi, 32.17 ft/detik2 Gg = Gravitas gas (udara = 1)

96 Gt = Total gas, (Mscf/hari) (103 m3/hari)

k = Perbandingan panas khusus (tanpa satuan)

n = Jumlah pon mole (1 pon mole merupakan berat molekul gas dalam pon)

DAFTAR PUSTAKA

- Jaimes.R & Zimmerman,W : “Lagoven’s Slug Flow Gas Lift of Heavy Oil Production”, 3rd International Unitar Heavy Crude & Tar Sand Conference, 1985.

- Ortiz,J.L : “Intermittent Gas Lift Troubleshooting”, International Tcchnical Report, Lagoven, 1988

- Ortiz,J.L : “Analysis and Diagnosis of Gas Lift Well”, Primer Seminario, Maracaibo, Septiembre, 1985.

- Zimmerman,W:”Basic Gas Lift Manual “, Petroleum Engineering Organization, Lagoven, 1977.

- Zimmerman,W:”Intermittent Gas Lift Specification“, Petroleum Engineering Organization, Lagoven, 1984.

LAMPIRAN A

Perhitungan tekanan gas di casing yang diperlukan untuk membuka setiap valve (Pcvo)

Untuk suatu katup “nitrogen charged bellow” :

Pr . Pr). ( 1 2 2 1 . 2 − − + − = f a Pto f f b Ptro Pcvo …………..………(A-1)

Untuk suatu “spring operated valve” : Dikalibrasi dengan tekanan tutup

1 2. f Pto f Ptrc Pcvo= − ….…..(A-2)

Dikalibrasi dengan tekanan buka

1 2 1 . . f Pto f f Ptro Pcvo= − …...(A-3)

Kembali Pcvo bawa ke permukaan dengan persamaan berikut :

Fg Pcvo

Pcso = ………(A-4)

Di mana :

a2 dan b2 merupakan faktor koreksi temperatur

untuk nitrogen, dan dapat dihitung dengan : a2 = 0,083 {1-θ(n)} ………..(A-5)

b2 = 0,86302 + 0,002283 θ(n) .…….(A-6)

di mana :

θ(n) merupakan temperatur alir pada kedalaman mandrel ke-n.

LAMPIRAN B

Tekanan Casing Operasi Permukaan (Psop) Persamaan Thornhill-Craver(7) digu-nakan untuk mengembangkan suatu persamaan untuk memperkirakan tekanan casing operasi permukaan (Psop).

Kita mulai dengan persamaan berikut untuk memperkirakan laju alir gas melalui suatu orifice pada variabel area :

R g r r p D G k k g P d C QGI k k k θ . ) 1 .( 2 . . . 74 , 121 ( ) 1 ) 1 ( 2 + − − = ……….……..(B-1) Di mana :

r = perbandingan antara tekanan upstream dan downstream pada katup gas lift orifice,

r = P1/P2 ……….(B-2)

Tekanan downstream adalah tekanan tubing, P2 = Pt + 14,7 ……….(B-3)

Dan tekanan upstream adalah tekanan casing buka katup (Pcvo),

P1 = Pcvo + 14,7 ………..(B-4)

dimana :

k = Cp/Cv ………...…….(B-5)

Untuk kondisi lapangan Lake Maracaibo (Venezuela), k dapat didekati dengan (8) :

Cp = 0,211 + 6,25 x 10-4. θR – 8,28 x 10 -8 . θR 2 ……….………(B-6)

97 Cv = 0,0873 + 6,25 x 10-4. θR – 8,28 x 10 -8 . θR 2 ………....(B-7)

Persamaan diatas pada suatu temperatur sebesar 615 0 R akan menghasilkan :

Cp = 0,5641 Cv = 0,4404 k = 1,282

Perbandingan tekanan alir kritis diberikan dengan persamaan : ) 1 ( ) 1 2 ( + + = k k o k r …………...(B-8)

setelah dihitung menjadi ro = 0,55

Buat seluruh substitusi yang dibutuhkan dalam persamaan A-1 dan anggap CD = 1, kita

dapatkan persamaan aplikasi berikut untuk kondisi lapangan Lake Maracaibo :

R Gg Fr dp P QGI

θ

. . . . 3 , 1804 ₁ 2 = …..(B-9) Di mana :

Fr adalah faktor alir kritis dan tergantung pada harga r. Jika r > 0,55 maka ; 781 . 1 561 . 1 r r Fr= − ………..(B-10)

Ketika r ≤ 0,55 maka Fr = 0,22, dan ketika r > 1 maka tidak mungkin untuk melakukan berbagai perhitungan berikutnya.

Suatu katup gas lift dianggap sebagai suatu orifice, dimana suatu kemiringan dalam tekanan casing akan memperbesar area aliran gas efektif. Pada kebanyakan katup gas lift, suatu tekanan sebesar 80 psig diatas tekanan buka casing cukup baik untuk membuka katup tersebut secara penuh. Hal ini membutuhkan tekanan gas yang disebut fp dan akan diasumsikan untuk tujuan-tujuan pengembangan Psop.

Area yang tersedia untuk gas dapat mengalir, dituliskan sebagai :

2 dp fp Pcvo Pvop Area= − …(B-11)

100 psi ditemukan sebagai suatu asumsi yang baik untuk harga fp.

Persamaan B-11 mengganti dp2 pada persamaan B-9. Setelah beberapa subtitusi didapatkan :

R g G fp Fr dp Pcvo Pvop Pcvo QGI θ . . ) )( 7 , 14 ( 3 , 1804 _{+ −} 2 = ……….………..……(B-12)

Dari persamaan B-12, simbol penulisan pengelompokan berikut dapat ditentukan :

Fr

dp

G

fp

QGI

Pcvo

_n g R n

.

.

451

.

.

)

7

,

14

(

2 ₂

θ

ψ

=

+

+

…… ……….(B-13)

Jika ψn≤0 maka kita tidak akan dapat

menghitung Pvop.

Asumsikan kita mendapatkan suatu persamaan untuk memperkirakan faktor gas sebagai berikut :

Psop Pvop

Fg = ……….(B-14)

Maka persamaan akhir untuk Psop akan menjadi : 7 , 14 2 7 , 14 − + + = Fg Pcvo Psop

ψ

……(B-15) LAMPIRAN C

Memperkirakan kedalaman komunikasi antara tubing dan casing

Hitung tekanan tubing pada kondisi dinamis, dan kaitkan ke permukaan (Ptosc). Lakukan ini untuk semua mandrel, packer, dan puncak interval produksi.

Pada kepala sumur, kita dapat mengasumsikan Ptsoc=Pwh

Fg Pt

Ptosc = ….………(C-1)

Fg harus dievaluasi memakai tekanan casing permukaan yang diberikan oleh tekanan alat perekam (Pcsoc).

98 Kedalaman komunikasi (Dtac) dapat

diperkirakan dengan persamaan berikut :

ls ls gr ls gr gr D D D Ptosc Ptosc Pcsoc Ptosc Dtac +         − − − = ( ) ) ( ) ( ) ( ……….(C-2) Di mana :

(Ptosc)gr = Harga Ptosc yang paling

dekat Dgr tetapi lebih besar dari Pcsoc

(Ptosc)ls = Harga Ptosc yang paling

dekat Dls tetapi lebih kecil dari Pcsoc

LAMPIRAN D Faktor Gas (Fg)

Tujuan faktor-faktor gas adalah untuk memungkinkan perhitungan tekanan gas pada berbagai kedalaman dari suatu harga tekanan permukaan gas yang diketahui; atau untuk mengembalikan suatu harga tekanan permukaan gas ke berbagai kedalaman. Persamaan faktor gas dituliskan sebagai berikut :

Fg Ps

Pn= . ………(D-1)

dimana :

Pn = Tekanan gas pada berbagai kedalaman (Dn), psia

Ps = Tekanan gas di permukaan, psia Fg = Faktor gas, 1/1

Kita mulai dengan persamaan yang melukiskan suatu gas nyata :

PV=znRT……….……(D-2) di mana :

P = Tekanan, psia V = Volume, ft3

Z = Faktor kompresibilitas gas, 1/1

n = Jumlah pon mole (berat molekul gas dalam pon) R = Kontanta gas universal, 10,732 ft/lb.mole.R

Dengan menggunakan konservasi massa dari suatu kuantitas gas tertentu sebagai :

actual

SC V

V) ( . ) .

(

ρ

=

ρ

..………(D-3)

Menggunakan persamaan (D-1) untuk volume dalam persamaan (D-2), Z T P P Z T SC SC SC SC ctual . . . .

ρ

ρ

= .….(D-4)

Densitas udara pada kondisi standard dapat dikaitkan ke gravitas gasnya (Gg) dengan memakai persamaan berikut,

ft psi cuft Lb SC =0,07634. / =0,53011. /1000

ρ

Kita tentukan Rg sebagai suatu parameter yang merupakan kelompok dari parameter-parameter,berikut: SC SC SC SC P Z T Rg=

ρ

. . ………….(D-5)

Menggunakan kondisi standard berikut : TSC = 529 0 R ZSC = 1 PSC = 14,7 psia Maka Rg menjadi : Gg Rg=18,752. ….………..(D-6)

Dan persamaan (D-3) dapat ditulis sebagai :

Z T P Rg actual . . =

ρ

………(D-7)

Parameter tekanan gas dengan kedalaman dapat ditulis dengan :

dX

dP=

ρ

_g. ………..………(D-8)

Subtitusi ρg dengan ρactual pada persamaan (D-7)

: dX Z T P R dP _g . . . _      = ...………(D-9)

Temperatur dapat didekati sebagai suatu fungsi kedalaman menggunakan gradient geothermal berikut :

X b a

T = + . ……….(D-10)

Kita juga dapat mengembangkan suatu per-samaan yang menghubungkan faktor kompresibilitas gas dengan kedalaman, sebagai :

Z = A.Z + B.Z.X ………..(D-11) Kombinasikan persamaan (D-9), (D-10), dan (D-11) :

99

∫

=

∫

_{+ + +} P PS X X b a BZ AZ dX P dP Rg ₀( )( ) 1 …. (D-12)

Pengelompokkan parameter berikut diaplikasi-kan pada persamaan (D-12) :

A=a.BZ...………(D-13) B=a.BZ+b.AZ..………..(D-14) C=b.BZ..………(D-15) Sr=

B

2

−

4

.

A

.

C

….……….(D-16) Memakai persamaan (D-13) dan (D-16) kedalam persamaan (D-12) dan meng-integrasikannya : [ ]P X Ps AC B B Cx AC B B Cx C A B P Rg 0 2 / 1 2 2 / 1 2 2 / 1 2 ) 4 ( 2 ) 4 ( 2 ln ) . . 4 ( 1 ln _      − − + − − + − = ………(D-17)

Parameter berikut ditentukan untuk manipulasi aljabar dalam persamaan (D-17);

K5=2C(B+Sr) …………..……….(D-18) K6=2C(B-Sr) ..………..(D-19) K7=B2–Sr2 ..……….(D-20) mg= Sr R. 1 ………...(D-21) Kita lanjutkan manipulasi aljabarnya :

[

]

_ _ + − − + + − + = − Sr B Sr B Sr B Cx Sr B Cx Sr Ps P Rg ln 2 2 ln 1 ln ln ……….(D-22)     + + =     7 6 7 5 ln . 1 ln K x K K x K Rg Sr Ps P ……(D-23) g m k x K K x K Ps P     + + = 7 6 7 5 ………….(D-24)

Akhirnya persamaan untuk faktor gas adalah :

g m k x K K x K Fg     + + = 7 6 7 5 …….(D-25)

LAMPIRAN E (Gas Lift Aliran Terputus-putus)

Persamaan E-1 sampai E-11 dibutuhkan untuk memperkirakan berbagai parameter dalam prosedur troubleshooting gas lift aliran terputus-putus.

Kapasitas Volumetrik Tubing Bt=0,97143dr2 ……….(E-1) Kapasitas Volumetrik Anulus Ba=5,45415(dc2–dto2) …….(E-2)

Gradien Fluida Terproduksi

433 , 0 5 , 131 ) 1 ( 5 , 141       + + − = W API W f

ρ

………..……….(E-3) Korelasi Viscositas Minyak

u, CEPT, y dan S merupakan persamaan parsial yang dipakai untuk memperkirakan viscositas.

u =       + − API 5 , 131 5 , 141 711 , 23 825 , 23 ….…(E-4) sin.u = 2 u u e e − − ……….…..(E-5) CEPT = 5 2 .10 sinh 4 , 2130 8847 , 2  −      ₊ u ………..….(E-6) y = 8,9903 5 , 131 5 , 141 526 . 11 −      + API ……….………(E-7) S = cos y = 2 y y e e − − …….(E-8) S o Dpt CEPT _      + = . 6 , 15 8 , 88 100

µ

………..(E-9) Faktor Gesekan Rey = o f Vat dt

µ

ρ

. . . 217 , 6 .…(E-10) CF = dt Vat fr. 2 . 808 , 51 1 + ..(E-11)

100 Bila Rey > 35000
fr = 0,09292 Rey -0,124

1185 ≤ Rey ≤ 35000
fr = 0,26153 Rey –0,2229 Panjang Kolom Terproduksi Dalam Setiap Siklus Bt Tc qf Qp . 44 , 1 . = ………..(E-12)

Panjang kolom sebenarnya

) 1 ( . 44 , 1 . Cm Bt Tc qf Q − = ……..(E-13)

Cm adalah fraksi kolom sebenarnya yang hilang karena jatuh kembali (fallback) dan diperkirakan dari :

Cm=FF.D(n) ……….…….(E-14) FF adalah koefisien “fallback”, yang untuk perhitungan Lake Maracaibo diasumsikan sama dengan 0,05.

Tekanan Tubing Pada Kedalaman Berbagai Mandrel (Pto)

Suatu persamaan untuk menghitung tekanan tubing pada saat itu segera setelah gas diinjeksikan melewati katup kedalam tubing (Gambar 12).

Tekanan di titik A adalah tekanan Pwh yang dihubungkan ke kedalaman D(n)-Q : PA=Pwh.Fgy …..………..(E-15) Fgy=

(

)

524 , 1 54 ) ( 1       − + D n Q ..(E-16)

Tekanan pada D(n) didalam tubing tersebut akan dituliskan dengan PA pada berat kolom Q :

Pto(n)= Pwh

(

D n Q

)

1000.Q.ρf 54 ) ( 1 524 , 1 +       ₊ − ….………..(E-17)

Kedalaman Komunikasi Casing-Tubing (DH)

Gambar 10 menyajikan peristiwa dimana gas diinjeksikan melewati suatu komunikasi tubing-casing. Pada kejadian ini, tekanan casing tercapai pada maksimumnya. Tekanan tubing pada kedalaman komunikasi merupakan jumlah Pwh dan gesekan yang diakibatkan oleh berat kolom yang bergerak.

Ada beberapa parameter dalam gas lift terputus-putus yang kita asumsikan, didasarkan pada pengalaman atau diperkirakan dari data yang dihasilkan oleh survey tekanan bawah permukaan (dengan Amerada). Yaitu densitas sesungguhnya dari kolom fluida. Yaitu densitas fluida yang mempertimbangkan gas terlarut pada kondisi dasar sumur. Di Lake Maracaibo suatu hasil survey bawah permukaan yang ditemukan sebesar 150 psi/Mft merupakan suatu bilangan yang secara sukses dipakai dalam perhitungan-perhitungan troubleshooting terputus-putus.

Panjang kolomnya dihitung dengan : SLUG = t f Q

ρ

ρ

. ………E-18)

Jika SLUG > D(n), maka D(n) dapat digunakan. Asumsikan tekanan casing sama dengan tekanan tubing pada saat gas masuk kedalam tubing tersebut, tekanan ini disebut Pcmax dan dapat diperkirakan dari : Pcmax = Fg .1000 SLUG.ρLUG. Pwh+ _{……..(E-19)}

Kedalaman komunikasi dihitung dengan interpolasi (lihat Gambar 11) menggunakan :

DH= _{( )} D(n) D(n) 1) D(n Pcmax(n) 1) Pcmax(n Pcmax Pcsoc + − + − − + − ………(E-20)

101 LAMPIRAN F (DAFTAR GAMBAR)