Kursus Teknik Produksi

(1)

Chapter 10 p

Teknik Produksi

Produksi Fluida

Alur Aliran Fluida Produksi

1. Reservoir

2. Perforation, Gravel Pack, etc

3. Downhole Equipment, Casing,

t bi

tubing

Mixing with gas-lift

4 Wellhead Production Choke

4. Wellhead, Production Choke

5. Flowline, manifold

(2)

Produksi Fluida

Dalam setiap selang aliran fluida berinteraksi

dengan komponen produksi sehingga :

1. Tekanan, temperatur dan kecepatan alir

berubah ubah

2. Sifat fluida berubah secara konstan

Kehilangan Tekanan

(3)

Tenaga Dorong

Tenaga dorong yang mengerakan fluida dalam

reservoir dan sistem produksi adalah energi yang

p

g y

g

tersimpan dalam bentuk fluida terkompresi dalam

reservoir

Selama fluida bergerak sepanjang komponen

sistem terjadi penurunan tekanan Tekanan pada

sistem terjadi penurunan tekanan. Tekanan pada

arah sistem secara kontinu mengalami penurunan

mulai dari reservoir sampai harga tekanan final

p

g

downstream pada separator.

Inflow Performance

Relationship

 Aliran Minyak, gas dan air dari reservoir di

karakterisasikan

dengan

inflow

performance

karakterisasikan

dengan

inflow

performance

relationship.

 IPR adalah ukuran kehilangan tekanan dalam

formasi

Fungsi hubungan antara laju alir dan tekanan dasar

sumur disebut IPR

(4)

Productivity Index

 Ukuran kapasitas sumur untuk memproduksikan

fluida dari reservoir ke lubang sumur

g

 Definisi : Laju produksi fluida untuk penurunan 1

psi dari reservoir ke lubang sumur

Productivity Index

PI adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, pada suatu kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, pada suatu kondisi tertentu secara kwalitatif.

 

q

PI

 

drawdown

q

P

q

PI

wf s







dimana q dalam STB/day, Ps, Pwf dalam psia, dan PI dalam STB/day.psia.

(5)

Parameter pengontrol IPR atau PI

1 Sifat fisik batuan 1. Sifat fisik batuan

• Permeabilitas, permeabilitas relatif 2. Sifat fluida

B B dll • Bo, Bg, dll

3. Region aliran di reservoir • Darcy Flow

• Non Darcy (Inertial Forchheimer) flow 4. Fasa yang mengalir

• Single phaseg p • Two phase • Three phase

5 Distribusi saturasi fluida 5. Distribusi saturasi fluida 6. Mekanisme pendorong

7. Formation damage dari stimulasi

8 Hubungan antara IPR/PI dengan variable lainnya (K Fluid 8. Hubungan antara IPR/PI dengan variable lainnya (K, Fluid

Property dll) dapat sangat komplek

Single phase IPR

Metoda Gilbert

Hanya

Hanya memberikanyy memberikan gambarangggambaran yangyang tepatyy gg tepat padapp pada reservoirpp reservoir dengandengangg aliran

aliran satusatu fasafasa yaituyaitu aliranaliran dengandengan kondisikondisi tekanantekanan didi atasatas tekanantekanan jenuh jenuh (Pb)(Pb)..

 

PI q P P_wf  _s 

Dari persamaan di atas dapat dilihat bahwa hubungan antara Pwf Dari persamaan di atas dapat dilihat bahwa hubungan antara Pwf d k li i ti t lih t d G b 2 d k li i ti t lih t d G b 2

 

PI

dan q merupakan persamaan linier, seperti terlihat pada Gambar 2. dan q merupakan persamaan linier, seperti terlihat pada Gambar 2.

(6)

G b 2 Gambar 2

Grafik IPR Metoda Gilbert

IPR Multifasa

• IPR dibawah kondisi aliran multifasa tidak dapat

dengan mudah dihitung

• Metoda

yang

paling

akurat

dengan

memecahkan persamaan aliran dalam media berpori

p

melalui simulator reservoir

IPR

i

k

d

i

• IPR sangat penting untuk production engineering

sehingga dibutuhkan metoda empirik yang mudah

untuk perkiraan

• Yang paling umum digunakan adalah metoda vogel

g p

g

dan fetkovich

(7)

IPR Vogel

Vogel menghasilkan IPR dengan mempelajari

b b

k

t k k

di i

ifik

beberapa kasus untuk kondisi spesifik

• Mekanisme produksi solution gas drive

• Tidak ada produksi air

• Tekanan reservoir dibawah buble point

Perubahan pada beberapa kondisi lainnya seperti

sifat batuan dan fluida

IPR Vogel

Metoda

Metoda Vogel

Vogel

M d l i i dit li d l b t k f k i P f/P / d t Model ini ditulis dalam bentuk fraksi Pwf/Ps vs. q/q_max, yang dapat dilihat pada Gambar 3. Kira-kira persamaan tersebut dapat ditulis sebagai berikut : 2 P P     s wf s wf max P P 0.8 - P P 2 . 0 1 q q              

(8)

Gambar 3 Gambar 3

Grafik IPR Metoda Vogel

Oil Production Testing

Pressure

Pressure BuidBuid UpUp TestingTesting

Tujuan Tujuan

Pressure

Pressure buildbuild upup adalahadalah suatusuatu teknikteknik pengujianpengujian transientransien tekanantekanan lili dikdik ll dd bb kk dil k kdil k k P dP d dd

yang

yang palingpaling dikenaldikenal dandan banyakbanyak dilakukandilakukan orangorang.. PadaPada dasarnya,dasarnya, pengujian

pengujian iniini dilakukandilakukan pertamapertama‐‐tamatama dengandengan memproduksikanmemproduksikan sumur

sumur selama selangselama selang waktugg waktu tertentutertentu dengandengan lajugg laju alirjj alir yangy gy gyang tetaptetappp,, kemudian

kemudian menutupmenutup sumursumur tersebuttersebut (biasanya(biasanya dengandengan menutupmenutup kepala

kepala sumursumur didi permukaan)permukaan).. PenutupanPenutupan sumursumur iniini menyebabkanmenyebabkan naiknya

naiknya tekanantekanan KenaikanKenaikan tekanantekanan tersebuttersebut dicatatdicatat sebagaisebagai fungsifungsi naiknya

naiknya tekanantekanan.. KenaikanKenaikan tekanantekanan tersebuttersebut dicatatdicatat sebagaisebagai fungsifungsi dari

(9)

Dari dua tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan : Dari dua tekanan yang didapat, kemudian dapat ditentukan : a. a. permeabilitas formasi, (k)permeabilitas formasi, (k) b. b. faktor skin, (s)faktor skin, (s) c. c. efisiensi aliran (flow efficiency)efisiensi aliran (flow efficiency) d.

d. tekanan awal dan tekanan ratatekanan awal dan tekanan rata‐‐rata reservoirrata reservoir

Dasar

Dasar analisaanalisa pressurepressure builbuildd upup iniini diajukandiajukan oleholeh HORNER,HORNER, yangyang padapada dasarnya

dasarnya adalahadalah memmem‐‐plotplot tekanantekanan terhadapterhadap fungsifungsi waktuwaktu.. Persamaan

Persamaan dasardasar untukuntuk menganalisamenganalisa pressurepressure buildbuild upup testingtesting Persamaan

Persamaan dasardasar untukuntuk menganalisamenganalisa pressurepressure buildbuild upup testingtesting adalah adalah::      tt l B q 6 162 Pi P  o p        t log kh q 6 . 162 Pi P o p ws _ 

CONTOH HASIL ANALISA PRESSURE

BUILD UP

(10)

Pressure Dr

Pressure Draawdown Testing wdown Testing

Tujuan Tujuan

Pressure

Pressure DrawdownDrawdown TestingTesting adalahadalah suatusuatu pengujianpengujian dengandengan jalanjalan membuka

membuka sumursumur dandan mempertahankanmempertahankan lajulaju produksiproduksi tetaptetap selamaselama membuka

membuka sumursumur dandan mempertahankanmempertahankan lajulaju produksiproduksi tetaptetap selamaselama pengujian

pengujian berlangsungberlangsung.. SebagaiSebagai syaratsyarat awal,awal, sebelumsebelum pembukaanpembukaan sumur,

sumur, tekanantekanan hendaknyahendaknya seragamseragam didi seluruhseluruh reservoir,reservoir, yaituyaitu d

d kk didi ii kk dengan

dengan menutupmenutup sumursumur sementarasementara waktuwaktu agaragar dicapaidicapai keseragamankeseragaman tekanan

tekanan..

Keuntungan

Keuntungan ekonomisekonomis melakukanmelakukan pengujianpengujian jenisjenis iniini adalahadalah kitakita masih

masih memperolehmemperoleh produksiproduksi minyakminyak selamaselama pengujianpengujian.. SedangkanSedangkan keuntungan

keuntungan secarasecara teknisteknis adalahadalah kemungkinankemungkinan dapatdapat memperkirakan

memperkirakan volumevolume reservoirreservoir.. TetapiTetapi kelemahannyakelemahannya adalahadalah sukarsukar untuk

untuk mempertahankanmempertahankan lajulaju aliralir tetaptetap selamaselama pengujianpengujian untuk

untuk mempertahankanmempertahankan lajulaju aliralir tetaptetap selamaselama pengujianpengujian berlangsung

berlangsung..

Dari

Dari hasilhasil analisaanalisa iniini dapatdapat ditentukanditentukan ::

aa.. permeabilitaspermeabilitas formasiformasi (k)(k) b

b menentukanmenentukan faktorfaktor skinskin (S)(S) b

b.. menentukanmenentukan faktorfaktor skinskin (S)(S)

cc.. menentukanmenentukan volumevolume poripori yangyang terisiterisi fluidafluida reservoirreservoir d

d.. menentukanmenentukan bentukbentuk (shape)(shape) daerah(( p )p )daerah pengurasanpengurasanpp gg

Berdasarkan

Berdasarkan hasilhasil ujiuji drawdowndrawdown dandan ujiuji limitlimit reservoirreservoir butirbutir cc dandan dd dapat

(11)

Nodal Analysis

The nodal systems analysis approach is a very flexible method that can be used to improve the performance of many well that can be used to improve the performance of many well systems.

The nodal systems analysis approach may be used to analyze many producing oil and gas well problems. The procedure can be applied to both flowing and artificial

be applied to both flowing and artificial

Nodal Analysis

(12)

Nodal Analysis

To apply the systems analysis procedure to a well, it

is necessary to be able to calculate the pressure

y

p

drop that will occur in all the system components

listed in Fig. 1-l.

These pressure drops depend not only on flow rate,

but on the size and other characteristics of the

components. Unless accurate methods can be found

to calculate these pressure drops, the systems

analysis can produce erroneous results

Nodal Analysis

Pressure drop that will occur in all the system

(13)

Nodal Analysis

Th d l l i h i d l The nodal systems analysis schematic model

Nodal Analysis

(14)

Nodal Analysis

(15)

Nodal Analysis

The effect of a change in any of the components can be

analyzed by recalculating the node pressure versus flow rate

i

h

i i

f

h

using

the

new

characteristics

of

the

component

The procedure can be further illustrated by considering the

simple producing system shown in Fig 1‐4 and selecting the

simple producing system shown in Fig. 1 4 and selecting the

wellhead as the node.

(16)

Nodal Analysis

(17)

Nodal Analysis

(18)

Nodal Analysis

(19)

Nodal Analysis

The nodal systems analysis approach may be used to : The nodal systems analysis approach may be used to :

1. Selecting tubing size. 2 Selecting flowline size 2. Selecting flowline size. 3. Gravel pack design. 4. Surface choke sizing.

5 Subsurface safety valve sizing 5. Subsurface safety valve sizing.

6. Analyzing an existing system for abnormal flow re-strictions. 7. Artificial lift design.

8 Well stimulation evaluation 8. Well stimulation evaluation.

9. Determining the effect of compression on gas well performance. 10. Analyzing effects of perforating density.

11. Predicting the effect of depletion on producing ca-pacity. 11. Predicting the effect of depletion on producing ca pacity. 12. Allocating injection gas among gas lift wells.

13. Analyzing a multiwell producing system. 14. Relating field performance to time g p