Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
APLIKASI INFLOW CONTROL DEVICES (ICD) DAN PENGARUHNYA
TERHADAP PRODUKSI SUMUR MINYAK PADA LAPANGAN SLV
MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR
Selvi Afriyani1), R.S. Trijana Kartoatmodjo2), Samsol3) 1) Mahasiswa Teknik Perminyakan Universitas Trisakti 2) Pembimbing Skripsi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti 3) Pembimbing Skripsi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti
[email protected] Abstrak
Selama beberapa tahun terakhir ICD telah banyak digunakan pada sumur pengembangan minyak. ICD telah terbukti menjadi solusi penyelesaian sumur yang sederhana dan dapat dioperasionalkan dengan mudah. Manfaat utama pemasangan ICD adalah peningkatan produksi minyak, berkurangnya produksi air dan terciptanya distribusi inflow secara merata dari seluruh bagian reservoir. Manfaat lainnya adalah cleanup yang lebih baik, mengurangi kecepatan aliran annular sehingga mengurangi risiko terjadinya erosi pada screen. Obyek diskusi dari paper ini adalah melakukan penerapan Nozzle ICD pada SLV Field Development, dan menentukan konfigurasi Nozzle ICD yang optimum pada simulasi reservoir (simulator: Petrel-RE dan Eclipse) serta menganalisa dampak dari penerapan tersebut. Lima sumur produksi minyak telah dipilih untuk studi ini; SCA-1, SCA-2, SCA-4, SCA-5, dan SCA-7. Sensitivitas ukuran dan jumlah Nozzle ICD telah dilakukan untuk mengoptimalkan konfigurasi ICD. Konfigurasi ukuran dan jumlah Nozzle ICD telah diajukan berdasarkan hasil optimasi. Peranan ICD dalam menciptakan distribusi aliran yang merata terbukti dengan meningkatnya kumulatif produksi minyak pada Lapangan SLV. Kumulatif produksi minyak 5 sumur pada lapangan SLV tanpa menggunakan ICD adalah 6.548 MMSTB. Dari hasil simulasi penerapan Nozzle ICD kumulatif produksi minyak bertambah menjadi 6.897 MMSTB. Selain itu penerapan Nozzle ICD ini menurunkan laju produksi air sebesar 9128.790 bbl/d atau 23.688% dari base case tanpa ICD.
Kata kunci : ICD, pressure drop, heel-toe effect, komplesi, simulasi reservoir
Pendahuluan
Lapangan SLV merupakan lapangan minyak yang memiliki lebih dari satu lapisan reservoir. Adapun yang menjadi pusat dan target pengembangan yaitu lapisan RKF. Karakteristik reservoir lapisan RKF berupa unconsolidated sand dan jenis hidrokarbonnya termasuk ke dalam minyak berat (Heavy Oil) dengan API sebesar 15. Reservoir pada lapangan SLV terhubung kepada aquifer yang berada di sekelilingnya. Hal ini menjadikan reservoir tersebut termasuk kedalam strong water drive reservoir.
Lapangan SLV akan dikembangkan dengan 33 sumur pemboran horizontal. Pada sumur pemboran horizontal di reservoir homogen umumnya terjadi fenomena “heel-toe effect” dimana tekanan drawdown di area heel cenderung lebih besar daripada di area toe, dan kehilangan tekanan (pressure drop) akibat friksi di area heel cenderung lebih kecil daripada di area toe. Hal tersebut membuat ketidakselarasan aliran di sepanjang segmen reservoir. Fluida yang berada di area heel akan lebih mudah terproduksi.
Karakteristik reservoir pada lapisan RKF menjadi sebuah tantangan dalam pengembangan Lapangan SLV. Kombinasi antara heavy oil, strong water drive reservoir,
Nozzle ICD serta peramalan hasil optimalisasi produksi, simulator yang digunakan adalah Petrel-RE dan Eclipse. Dengan simulasi ini, diharapkan dapat mencari konfigurasi Nozzle ICD yang optimum untuk meningkatan perolehan minyak pada 5 sumur di lapangan SLV.
Pemodelan dinamis Nozzle ICD pada tugas akhir ini menggunakan simulator Petrel-RE untuk mengevaluasi kinerja Nozzle ICD dari waktu ke- waktu, mengevaluasi penurunan produksi air dan penambahan produksi minyak secara proporsional. Hasilnya kemudian dibandingkan dengan model tanpa ICD.
Full Field Dynamic Modelling Nozzle ICD pada tugas akhir ini menggunakan simulator Eclipse, yang dikenal sebagai simulator numerik untuk memprediksi kinerja suatu reservoir, mempelajari karakteristik fluida dan batuan, serta memperkirakan laju produksi reservoir tersebut ke depannya.
Studi Pustaka
Inflow Control Devices (ICD) adalah suatu alat komplesi yang dipasang di bawah permukaan pada penyelesaian sumur yang digunakan untuk menyamakan drainase / inflow dari reservoir yang masuk ke dalam sumur. Ini adalah metode flow control aliran bawah permukaan yang bersifat pasif, yang berarti tidak memiliki bagian aktif yang dapat dikontrol atau dimodifikasi untuk menyesuaikan aliran yang melewatinya. Unit ICD menciptakan pressure drop tambahan sepanjang komplesi dan memberikan tekanan drawdown yang lebih tinggi pada formasi yang akan mengubah aliran di sepanjang sumur, untuk mencapai profil aliran terdistribusi secara merata di sepanjang sumur horizontal. Dengan profil aliran yang lebih merata maka dapat mengurangi water/gas coning, mencegah produksi pasir, dan memecahkan masalah produksi terkait dengan masalah drawdown lainnya (Li et al., 2011).
Karena setting ICD tidak bisa diubah setelah instalasi, kebanyakan dari sistim ini adalah self regulating. Ini berarti bahwa aliran yang melalui ICD akan mengikuti persamaan yang telah ditentukan. Perubahan parameter aliran akan menghasilkan pressure drop. Biasanya flow control system seperti ini dilengkapi dengan sand control dan swell packer. Sand control untuk mencegah produksi pasir dan erosi peralatan sedangkan swell packer sering dipasang bersamaan dengan flow control system untuk membatasi aliran annular. Ada beberapa jenis desain ICD yang dapat dibagi menjadi empat kategori sederhana: Channel ICD, Nozzle ICD, Hybrid ICD, Autonomous Inflow Control Devices (AICD). Namun yang akan dijelaskan pada studi pustaka ini adalah mengenai Nozzle ICD.
Pada Nozzle ICD, perangkat ini menggunakan nozzle untuk membuat pressure drop. Fluida mengalir memasuki housing melalui screen. Saat memasuki housing, fluida tersebut langsung diarahkan masuk kepada nozzle. Contoh Nozzle ICD dapat dilihat pada Gambar 1 di bawah ini. Nozzle ditempatkan 180 derajat di ICD. Karena aliran yang terdapat dalam tubing, aliran jet (jet stream) dari nozzle tidak akan merusak dinding tubing, gaya tarik akan memaksanya naik ke atas dalam tubing. Jetting pada Nozzle ICD tidak akan menimbulkan permasalahan pada tubing yang digunakan. Jika aliran jet (jet stream) mencapai kecepatan yang cukup tinggi untuk menghadapi gaya dorong, maka akan dinetralisir oleh aliran jet (jet stream) dari nozzle lainnya dan energinya akan hilang.
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Gambar 1. Nozzle ICD (Schlumberger website, 2012)
Konfigurasi jumlah nozzle dan diameter nozzle dipilih untuk menghasilkan pressure drop yang diinginkan sehingga menghasilkan laju alir tertentu. Penyempitan pada nozzle membuat pressure drop yang terjadi sangat bergantung pada densitas dan kecepatan fluida namun kurang bergantung pada viskositas.
Pressure drop pada perangkat Nozzle ICD dihitung dengan menggunakan model homogen dari sub-critical flow pada pipa yang mengandung penyempitan :
merupakan perhitungan pressure drop yang disebabkan dari konstriksi pada nozzle, dikalkulasikan menggunakan persamaan Bernoulli sebagai berikut:
dihitung untuk setiap penambahan pressure drop pada segmen yang mengandung valve. Kehilangan tekanan friksi merupakan keadaan standar pada aliran homogen dalam pipa:
Metode Penelitian
Langkah pertama untuk desain dan optimasi ICD adalah membuat satu model sumur dengan menggunakan simulator numerik seperti NETool atau ICD-Advisor. Simulasi numerik tersebut mampu mensimulasikan aliran fluida multifasa di dalam wellbore dan daerah dekat wellbore; ini juga dapat mengevaluasi efek komponen komplesi seperti ICD. Desain ICD optimum dari model tersebut kemudian dimasukkan ke dalam full-field dynamic simulation. Full-field dynamic simulation selanjutnya mengoptimalkan konfigurasi ICD dan jarak packer dengan memperhitungkan hubungan produksi dari sumur-sumur di sekitarnya. Namun, karena simulator numerical tersebut tidak tersedia, proses iteratif dilakukan dalam full-field dynamic simulation untuk mendapatkan desain ICD yang optimum.
Proses optimasi ICD dimulai dengan pemodelan penyelesaian sumur (misal: wellbore, perforasi, screen, packer dan Nozzle ICD) dan menentukan segmentasi sumur di PETREL-RE. Untuk Nozzle ICD, produk Schlumberger digunakan dengan pipa 12 meter dan empat nozzle housing. Berbagai ukuran nozzle bisa digunakan sesuai kebutuhan. Tiga ukuran nozzle tersedia 1.6 mm; 2.5 mm; dan 4.0 mm.
Sensitivity Run di lakukan pada semua ukuran ICD. Hasilnya kemudian dibandingkan dengan base case (tanpa ICD). Ukuran ICD yang ditentukan dari case dengan kenaikan produksi minyak tertinggi kemudian dipilih dan diterapkan pada masing-masing sumur
Dua variabel sensitivitas adalah ukuran nozzle dan jumlah nozzle. Beberapa case dengan jumlah nozzle dan ukuran nozzle yang bervariasi telah diuji. Hasil dari studi sensitivitas menunjukkan kombinasi ukuran dan jumlah nozzle yang semakin besar akan menghasilkan nilai cross section area yang semakin besar.
Gambar 3. Grafik Sensitivitas Ukuran dan Jumlah Nozzle ICD
Terdapat 5 sumur dalam full-field dynamic model yang digunakan untuk penelitian optimasi ICD ini. Dari hasil sensitivity run di bawah ini, terlihat bahwa ukuran nozzle yang lebih kecil memberikan perolehan produksi minyak yang relatif lebih tinggi. Hal ini disebabkan bahwa ukuran nozzle yang lebih kecil memberikan pressure drop yang lebih tinggi, yang membatasi produksi air dan inflow dari reservoir yang memiliki permeabilitas lebih tinggi. Ukuran nozzle optimum pada sensitivity run adalah 1.6 mm dan 2.5 mm, yang kemudian digunakan dalam optimasi ICD per sumur.
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Tabel 1. Hasil Studi Sensitivitas Nozzle ICD Lapangan SLV
Ukuran Nozzle (mm) per joint
Jumlah
Nozzle
Field Oil Cum. Production
(MMSTB) Selisih (%) Tanpa ICD - 6.548 -1.6 1 6.654 1.633% 2 6.832 4.338% 3 6.809 3.996% 4 6.746 3.025% 2.5 1 6.829 4.305% 2 6.719 2.619% 3 6.668 1.838% 4 6.643 1.465% 4.0 1 6.687 2.135% 2 6.630 1.254% 3 6.616 1.043% 4 6.609 0.933%
Selanjutnya adalah optimasi ICD per sumur. Optimasi ICD pada sumur SCA-1 terdiri dari 5 packer atau 4 segmen. Dari hasil Iterative Run zona pertama dipasang Nozzle ICD berukuran 2x1.6 mm, zona kedua dipasang Nozzle ICD berukuran 3x1.6 mm, zona ketiga dipasang Nozzle ICD berukuran 3x1.6 mm, dan zona keempat di pasang Nozzle ICD berukuran 3x1.6 mm. Gambar 4 dan Gambar 5 berikut ini merupakan pressure drop yang terjadi di sepanjang horizontal section pada sumur SCA-1.
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Gambar 7. Grafik Water Cut Sumur SCA-1
Pemakaian Nozzle ICD pada sumur SCA-1 memberikan pertambahan pressure drop yang sangat signifikan. Hasil dari optimasi menunjukkan potensi keuntungan menggunakan teknologi ICD pada sumur SCA-1 yaitu EUR meningkat sebesar 128.53 MSTB atau 8.00% dari base case EUR tanpa ICD, dan laju produksi air berkurang sebesar 1220.15 bbl/d atau 13.13% dari base case tanpa ICD. Hasil simulasi pemakaian ICD pada sumur SCA-1 tidak membuat penundaan terhadap water breakthrough akan tetapi dapat memperpanjang umur sumur jika dibandingkan dengan base case tanpa ICD.
Optimasi ICD pada sumur SCA-2 terdiri dari 5 packer atau 4 segmen. Dari hasil Iterative Run zona pertama dipasang Nozzle ICD berukuran 3x2.5 mm, zona kedua dipasang Nozzle ICD berukuran 3x2.5 mm, zona ketiga dipasang Nozzle ICD berukuran 2x2.5 mm, dan zona keempat di pasang Nozzle ICD berukuran 2x1.6 mm. Hasil dari optimasi menunjukkan potensi keuntungan menggunakan teknologi ICD pada sumur SCA-2 yaitu EUR meningkat sebesar 72.55 MSTB atau 2.46% dari base case EUR tanpa ICD, dan laju produksi air berkurang sebesar 3449.70 bbl/d atau 30.38% dari base case tanpa ICD. Hasil simulasi pemakaian ICD pada sumur SCA-2 dapat menunda water breakthrough selama 3 hari dan dapat memperpanjang umur sumur jika dibandingkan dengan base case tanpa ICD.
Optimasi ICD pada sumur SCA-4 terdiri dari 4 packer atau 3 segmen. Dari hasil Iterative Run zona pertama dipasang Nozzle ICD berukuran 3x1.6 mm, zona kedua dipasang Nozzle ICD berukuran 2x1.6 mm, dan zona ketiga dipasang Nozzle ICD berukuran 2x1.6 mm. Hasil dari optimasi menunjukkan potensi keuntungan menggunakan teknologi ICD pada sumur SCA-4 yaitu EUR meningkat sebesar 61.43 MSTB atau 6.52% dari base case EUR tanpa ICD, dan laju produksi air berkurang sebesar 1176.90 bbl/d atau 20.55% dari base case tanpa ICD. Hasil simulasi pemakaian ICD pada sumur SCA-4 tidak membuat penundaan terhadap water breakthrough akan tetapi dapat memperpanjang umur sumur jika dibandingkan dengan base case tanpa ICD.
dengan base case tanpa ICD.
Optimasi ICD pada sumur SCA-7 terdiri dari 4 packer atau 3 segmen. Dari hasil Iterative Run zona pertama dipasang Nozzle ICD berukuran 2x2.5 mm , zona kedua dipasang Nozzle ICD berukuran 3x2.5 mm, dan zona ketiga di pasang Nozzle ICD berukuran 2x1.6 mm. Hasil dari optimasi menunjukkan potensi keuntungan menggunakan teknologi ICD pada sumur SCA-7 yaitu EUR meningkat sebesar 71.73 MSTB atau 16.87% dari base case EUR tanpa ICD, dan laju produksi air berkurang sebesar 1910.41 bbl/d atau 23.89% dari base case tanpa ICD. Hasil simulasi pemakaian ICD pada sumur SCA-7 dapat menunda water breakthrough selama 3 hari dan dapat memperpanjang umur sumur jika dibandingkan dengan base case tanpa ICD.
Kesimpulan
Dari hasil optimasi Nozzle ICD yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan bahwa: 1. ICD memberikan distribusi aliran yang lebih merata pada sepanjang horizontal
section. Dengan menciptakan pressure drop tambahan, ICD dapat mengurangi “heel-toe effect” di sepanjang sumur horizontal.
2. Penggunan ICD meningkatkan EUR pada lapangan SLV (terdiri dari 5 sumur) sebesar 349.19 MSTB atau 5.33% dibandingkan dengan case tanpa ICD.
3. Laju produksi air pada lapangan SLV berkurang sebesar 9.13 Mbbl atau 23.69% dibandingkan dengan case tanpa ICD.
4. Penggunaan ICD pada lapangan SLV tidak dapat menunda terjadinya water breakthrough secara signifikan, hal ini disebabkan karena reservoir memiliki daya dorong strong water drive.
5. Konfigurasi ukuran ICD yang terbaik berdasarkan hasil sensitivitas adalah 1.6 mm dan 2.5 mm karena memberikan kontribusi perolehan minyak terbesar.
Daftar Pustaka
Aadnoy, Bernt S., “Autonomous Flow Control Valve or “intelligent” ICD”.
Birchenko, Vasily Mihailovich, “Analytical Modelling of Wells with Inflow Control Devices”, Submitted for the degree of Doctor of Philosophy, Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, 2010.
E. Brown, Kermit, “The Technology of Artificial Lift Methods”, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma.
Ferro, Sylvain G., “Implementation of Inflow Control Devices In Gas Condensate Reservoir Using Reservoir Simulation”, Master’s Thesis, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Faculty of Engineering Science and Technology, Norwegian University of Science and Technology NTNU, 2010.
Gimre, Jeanette, “Efficiency of ICV/ICD Systems”, Master’s Thesis, Faculty of Science and Technology, University of Stavanger, 2012.
Mathiesen, Vidar, et.all, “The Autonomous RCP Valve – New Technology for Inflow Control In Horizontal Wells”, Society of Petroleum Engineers, SPE 145737.
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460 - 8696
Buku 1 ISSN (E) : 2540 - 7589
Shevehenko, Egor, “Experimental Study of Water Coning Phenomenon In Perforated Pipes”, Master’s Thesis, Department of Energy and Process Engineering, Norwegian University of Science and Technology NTNU, 2013.
Torbergsen, Hans-Emil Bensnes, “Application and Design of Passive Inflow Control Devices On The Eni Goliat Oil Producer Wells”, Master’s Thesis, Petroleum Engineering, Faculty of Science and Technology, University of Stavanger, 2010.
Wulandari, Tamara, “Feasibility Study of Smart Completion Application In A Complex Mature Field (Dunbar, North Sea)”, Master’s Thesis, Centre for Petroleum Studies, Department of Earth Science and Engineering, Imperial College London, 2014.
