KRITERIA SELEKSI UNTUK PENENTUAN KANDIDAT SUMUR
CAPILLARY STRING BERDASARKAN ANALISIS KEBERHASILAN DI
LAPANGAN OLA KALIMANTAN TIMUR
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh:
Laura Yunita Rachmawati
101316133
FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
UNIVERSITAS PERTAMINA
2020
KRIT
ER
IA S
EL
EKS
I UNTUK
PE
N
EN
TU
AN
K
AN
D
ID
AT SU
MUR
CAPIL
LAR
Y
STRIN
G
BE
R
D
ASA
R
KAN
AN
AL
ISIS K
EB
ER
H
ASIL
AN
DI
LAPA
N
G
AN
OL
A K
AL
IMAN
TAN
T
IMU
R
La
u
ra
Y
u
n
ita
Ra
ch
ma
w
at
i
10
13
16
13
3
KRITERIA SELEKSI UNTUK PENENTUAN KANDIDAT SUMUR
CAPILLARY STRING BERDASARKAN ANALISIS KEBERHASILAN DI
LAPANGAN OLA KALIMANTAN TIMUR
LAPORAN TUGAS AKHIR
Oleh:
Laura Yunita Rachmawati
101316133
FAKULTAS TEKNOLOGI EKSPLORASI DAN PRODUKSI
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
UNIVERSITAS PERTAMINA
2020
LEMBAR PENGESAHAN
Judul Tugas Akhir
: Kriteria Seleksi Untuk Penentuan Kandidat
Sumur Capillary String Berdasarkan Analisis
Keberhasilan Di Lapangan Ola Kalimantan
Timur
Nama Mahasiswa
: Laura Yunita Rachmawati
Nomor Induk Mahasiswa
: 101316133
Program Studi
: Teknik Peminyakan
Fakultas
: Teknologi Eksplorasi dan Produksi
Tanggal Lulus Sidang Tugas Akhir : Senin, 10 Agustus 2020
Jakarta, 17 Agustus 2020
_
____________________
MENGESAHKAN
Pembimbing I
Pembimbing II
Osaliana Budiarto, S.Si, M.T
Raka Sudira Wardana, M.T.
NIP. 119024
NIP. 116035
P :
-MENGETAHUI,
Ketua Program Studi
Dr. Astra Agus Pramana DN
NIP. 116111
ABSTRAK
Laura Yunita Rachmawati. 101316133. KRITERIA SELEKSI UNTUK
PENENTUAN KANDIDAT SUMUR CAPILLARY STRING BERDASARKAN
ANALISIS KEBERHASILAN DI LAPANGAN OLA KALIMANTAN TIMUR.
Penelitian ini menganalisis bagaimana keberhasilan penggunaan metode capillary
string di lapangan Ola dan menganalisis kriteria sumur yang berhasil menangani
masalah liquid loading dengan capillary string. Beberapa sumur dilapangan Ola
merupakan sumur yang memiliki masalah liquid loading, dengan jenis reservoir pada
sumur ini yaitu multilayer dan sudah berproduksi sejak 30 tahun yang lalu. Liquid
Loading adalah peristiwa terakumulasinya cairan di dasar sumur yang akan
memberikan back pressure ke reservoir sehingga produksi sumur akan menurun.
Tujuan dari penelitian ini adalah menemukan kriteria sumur yang baik agar sumur yang
ingin menggunakan metode capillary string akan mengalami keberhasilan,
dikarenakan sumur yang menggunakan metode capillary string tidak semuanya
berhasil, terdapat beberapa sumur yang juga gagal instalasi. Sumur yang dikategorikan
berhasil merupakan sumur yang memenuhi nilai minimum kenaikan rate atau nilai
minimum cummulative rate after instalasi dari perusahaan. Pada penelitian ini, dibuat
sebuah variable baru untuk mempermudah penentuan kategori kegagalan atau
keberhasilan sumur, yang dimana variable baru ini akan digunakan sebagai cut off
untuk sumur baru yang akan diinstall Capillary String di masa depan. Hasil dari
penelitian ini menunjukkan kriteria sumur yang baik untuk menggunakan metode
capillary string sehingga rasio kegagalan instalasi akan berkurang dan sumur baru akan
berproduksi sesuai dengan yang diharapkan.
Kata Kunci : Kriteria Sumur, Capillary String, Liquid Loading, Reservoir, Back
ABSTRACT
Laura Yunita Rachmawati. 101316133. SELECTION CRITERIA FOR
DETERMINING CANDIDATES FOR CAPILLARY STRING WELLS BASED ON
A SUCCESS ANALYSIS IN THE OLA FIELD WEST KALIMANTAN.
This study analyzes how to successfully the capillary string method in the Ola field and
analyzes the criteria for wells that successfully handle the problem of liquid loading
with capillary strings method. Some wells in the Ola field are wells that have liquid
loading problems, with the type of reservoir are multilayers and producing since 30
years ago. Liquid Loading is a liquid accumulation at the bottom hole that will give
back pressure to the reservoir and cause production rate of the well will decrease. The
purpose of this study is to find best well criteria so that wells that want to use the
capillary string method will experience success, because wells that use the capillary
string method are not all successful, there are some wells that also fail. Well categorized
well successfully are wells that meet the minimum rate of increase or the minimum
cummulative rate after installation from the company. In this study, a new variable is
created to facilitate the determination of the category of failure or success of wells,
which this new variable will be used as a cut off for new wells to be installed in the
future Capillary String. The results of this study indicate the criteria for good wells to
use the capillary string method so that the failed installation ratio will be reduced and
new wells will be produced as expected.
Keyword : Well Criteria, Capillary String, Liquid Loading, Reservoir, Back Pressure,
and Cut Off
i
KATA PENGANTAR
ميحرلا نمحرلا الله مسب
Puji dan Syukur bagi ALLAH SWT atas rahmat dan kasih-Nya yang tiada henti, yang telah memberikan limpahan nikmat tanpa batas sehingga membuat penulis dapat menyelesaikan laporan tugas akhir yang di selesaikan di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga dengan judul
Kriteria Seleksi Untuk Penentuan Kandidat Sumur Capillary String
Berdasarkan Analisis Keberhasilan Di Lapangan Ola Kalimantan Timur yang dibuat
sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar sarjana strata-1 di Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina. Tidak ada kata yang dapat penulis ungkapkan selain rasa syukur.Dalam kesempatan kali ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih sedalam-dalamnya kepada seluruh pihak yang telah membantu secara langsung maupun tidak langsung dalam menyelesaikan tugas akhir ini, antara lain :
1. Kedua Orang Tua penulis, Bapak Rachmat Taufik dan Ibu Krisnawati, serta keluarga penulis yang selalu memanjatkan doa, memberikan semangat dan dukungan kepada penulis.
2. Bapak Dr. Astra Agus Pramana DN., S.Si., M.Sc, selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pertamina.
3. Ibu Osaliana Budiarto, S.Si, M.T., dan Bapak Raka Sudira Wardana, M.T., selaku pembimbing yang telah membimbing, memberikan dukungan dan perhatiannya kepada penulis.
4. Ibu Weny Astuti, M.T., selaku penasihat Akademik penulis.
5. Bapak Fedriando selaku pembimbing di PT. Pertamina Hulu Sanga-Sanga, serta Bapak dan Ibu karyawan di fungsi EPT yang sudah memberikan banyak ilmu. 6. Sultana Adila Nisa selaku rekan kerja penulis dalam penelitian ini yang telah
memberikan banyak dukungan dan bantuan.
7. Teman-teman Terdekat dan Teman-teman Teknik Perminyakan Angkatan 2016 dan pihak lainnya yang tidak bisa di sebutkan satu-persatu atas dukungan dan pengalaman yang diberikan.
Akhir kata, penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini masih jauh dari kata sempurna, oleh karena itu kritik dan saran sangat penulis harapkan. Semoga Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi pembaca.
Jakarta, 10Agustus 2020
ii
DAFTAR ISI
KATA PENGANTAR ... i
DAFTAR ISI ... ii
DAFTAR TABEL ... v
DAFTAR GAMBAR ... vi
BAB I
PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang ... 1 1.2 Rumusan Masalah ... 2 1.3 Batasan Masalah ... 3 1.4 Tujuan Penelitian ... 3 1.5 Manfaat Penelitian ... 3 1.6 Lokasi Penelitian ... 41.7 Waktu Pelaksanaan Penelitian ... 4
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA ... 6
2.1 Profil Lapangan Ola ... 6
2.2 Aliran Multifasa ... 7
2.3 Liquid Loading ... 8
2.2.1 Metode untuk menanggulangi masalah liquid loading... 14
2.4 Injeksi Surfaktan dengan Capillary String... 15
2.3.1 Prinsip Kerja Injeksi Surfaktan dengan Capillary String ... 17
2.5 Foam ... 18
2.4.1 Kestabilan Foam ... 19
iii
2.5 Penelitian Sebelumnya Mengenai Capillary String... 20
BAB III
METODE PENELITIAN ... 24
3.1 Bentuk Penelitian ... 24
3.2 Metode Pengumpulan Data ... 24
3.3 Sumber Data ... 25
3.4 Metode Analisis Data ... 25
3.5 Flow Chart ... 25
BAB IV
PEMBAHASAN ... 27
4.1 Evaluasi Hasil Produksi Lapangan Ola Before dan After Install Capillary String ... 27
4.2 Analisis Jenis Liquid Loading dan Fluid Height ... 31
4.3 Perhitungan dan Penentuan Critical Rate dengan Turner Rate ... 34
4.4.1 Perhitungan Critical Rate ... 35
4.4.2 Penentuan Kategori Critical dan Non Critical untuk Critical Rate . 37 4.4 Membuat variable dan menghitung nilai Factor Rate ... 38
4.5 Penentuan Kriteria Baru untuk sumur di Lapangan Ola yang di akan Install Capillary String ... 40
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN ... 43
5.1 Kesimpulan ... 43
5.2 Saran ... 43
... 44
REFERENCES ... 44
v
DAFTAR TABEL
Tabel 1.1 Kegiatan Penelitian Tugas Akhir ... 4
Tabel 4.1 Kategori Berhasil atau Gagal Sumur yang di Install Capillary String 29
Tabel 4.2 Data Sumur L ... 35
Tabel 4.3 Nilai Factor Rate Sumur ... 39
vi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Pola Aliran Multifasa ... 7
Gambar 2.2 Tahapan Terjadinya Liquid Loading. ... 10
Gambar 2.3 Skema Metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String ... 16
Gambar 2.5 Production Rate History Sumur X1 ... 21
Gambar 2.6 Hasil Instalasi Capillary String di Sumur W ... 22
Gambar 3.1 Flow Chart Penelitian ... 26
Gambar 4.1 Status Sumur Setelah Instalasi Capillary String ... 28
Gambar 4.2 Perofrma Rate Before After dan Cummulative Rate After Instalasi Capillary String ... 28
Gambar 4.3 Durasi Instalasi Capillary String dan Cummulative Produksi ... 31
Gambar 4.4 Jenis Fluida di Sumur ... 32
Gambar 4.5 Performa Jenis Liquid Loading di Lapangan Ola ... 33
Gambar 4.6 Ilustrasi Ketinggian liquid loading... 33
Gambar 4.7 Rekapitulasi Nilai Fluid Height Sumur di Lapangan Ola ... 34
Gambar 4.8 Rekapitulasi Nilai Turner Rate Sumur yang di Install Capillary String di Lapangan Ola ... 36
Gambar 4.9 Performa Turner Rate dan Rate Before Install Capillary String ... 37
Gambar 4.10 Status Critical Rate dan Non Critical Rate Sumur di Lapangan Ola ... 38
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang
PT Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS) bertugas untuk mengelola wilayah kerja Sanga Sanga di Kabupaten Kutai Kartanegara, Kalimantan Timur. Wilayah kerja dari PHSS terdiri dari tujuh lapangan On-shore, diantaranya lapangan Ola, Sultan, Lampake, Nilam, Pamuguan, Mutiara, dan Beras. Lapangan-lapangan yang dikeolala oleh PHSS merupakan lapangan yang tidak hanya memproduksikan hidrokarbon minyak, akan tetapi juga memproduksikan hidrokarbon gas. Lapangan Ola merupakan lapangan yang digunakan dalam penelitian ini. Lapangan Ola merupakan lapangan yang sudah cukup lama berproduksi, memproduksikan hidrokarbon jenis gas, dan memiliki jenis reservoir multilayer.
Sumur hidrokarbon yang di produksikan secara terus-menerus maka seiiring dengan berjalannya waktu akan mengalami penurunan produksi yang disebabkan oleh turunnya tekanan reservoir. Penanganan yang tepat untuk menanggulangi masalah penurunan produksi adalah dengan memberikan tenaga tambahan untuk membantu pengangkatan fluida ke permukaan. Fluida yang dibantu pengangkatannya hingga ke permukaan disebut liquid loading yang merupakan akumulasi sejumlah liquid yang ada di dasar sumur akibat penurunan kemampuan gas untuk mengangkat cairan ke permukaan sehingga akan memberikan back pressure pada reservoir.
Lapangan PHSS yang memproduksikan hidrokarbon gas beberapa diantaranya memiliki masalah Liquid Loading. Terdapat beberapa jenis tenaga bantuan untuk menangani masalah liquid loading yaitu, Capillary String, Plungerlift, Wellhead Compressor, Velocity String. Gas Lift, dan Beam Pump Units. Lapangan-lapangan yang dikelola oleh PHSS menggunakan metode injeksi surfactant dengan capillary string sebagai metode untuk membantu mengangkat fluida ke permukaan.
Injeksi surfaktan dengan capillary string merupakan sebuah metode yang menggunakan string berukurang ¼” yang string ini merupakan alat untuk mengantarkan surfactant ke dasar sumur yang nantinya surfactant tersebut akan membentuk sebuah foam dan foam tersebut akan mengurangi densitas liquid sehingga liquid akan lebih mudah terangkat ke permukaan dan laju produksi gas
2 akan meningkat. Metode injeksi surfactant dengan capillary string sudah digunakan oleh PHSS sejak 30 tahun yang lalu dikarenakan metode ini merupakan metode yang sederhana dan juga murah.
Sumur-sumur yang diinjeksikan surfaktan dengan capillary string tidak semuanya berhasil teratasi dengan baik, hal ini disebabkan karena belum adanya kriteria sumur yang baik atau sesuai untuk diinjeksikan surfaktan dengan capillary string. Sehingga beberapa sumur tetap memiliki masalah liquid loading meskipun telah mengggunakan metode capillary string. Penelitian ini bertujuan untuk mengobservasi kriteria-kriteria sumur yang baik atau sesuai untuk diinjeksikan surfaktan dengan capillary string agar kedepannya sumur yang memiliki masalah liquid loading dan akan menggunakan metode injeksi surfaktan dengan capillary string untuk menanggulanginya dapat teratasi dengan baik dan sesuai.
1.2
Rumusan Masalah
Dalam penerapannya di lapangan, permasalahan yang ditemui dalam penggunaan metode capillary string adalah pengoptimalisasian hasil kinerja capillary string pada reservoir, mengingat injeksi surfaktan terbatas sehingga diperlukannya kriteria-kriteria sumur yang cocok untuk penggunaan injeksi surfaktan dengan capillary string. Dengan demikian, screening criteria sumur yang baik untuk diinjeksikan surfaktan menjadi penting.
Rumusan masalah dalam penelitian ini adalah :
- Bagaimana hasil dari performa sumur di lapangan Ola yang sudah menggunakan metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String?
- Bagaimana kriteria sumur yang tepat untuk menggunakan metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String di lapangan Ola?
- Bagaimana penentuan kriteria seleksi bagi kandidat sumur yang akan di install Capillary String di lapangan Ola?
3
1.3
Batasan Masalah
Berdasarkan latar belakang dan rumusan masalah sebagaimana yang telah diuraikan di atas, maka batasan masalah dalam penelitian tugas akhir ini yaitu screening criteria sumur untuk mengoptimalisasikan hasil kinerja metode injeksi surfaktan dengan capillary string di Lapangan Ola dengan jenis dan konsentrasi surfactant yang sama untuk seluruh sumur yang diinstall capillary string.
1.4
Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian tugas akhir ini adalah :
- Untuk mengetahui rasio kesuksesan penggunaan metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String di lapangan Ola.
- Untuk mengetahui kriteria sumur yang tepat agar kinerja Injeksi Surfaktan dengan Capillary String di lapangan Ola dapat memberikan hasil yang bagus. - Untuk menentukan kriteria seleksi sumur yang tepat agar dapat diterapkan
pada sumur yang akan di install di lapangan Ola dan sumur mengalami keberhasilan.
1.5
Manfaat Penelitian
Kegiatan penelitian Tugas Akhir ini diharapkan dapat memberikan manfaat yang akan berguna di masa depan. Terdapat beberapa manfaat yang diharapkan oleh penulis diantaranya adalah sebagai berikut :
- Manfaat bagi pembaca
Hasil penelitian tugas akhir ini diharapkan dapat menjadi informasi baru dan ilmu baru bagi pembaca mengenai metode Capillary String dan bagaimana kriteria sumur yang baik untuk di install Capillary String.
4 Manfaat yang akan didapatkan oleh instansi terkait dari hasil penelitian tugas akhir ini adalah kriteria sumur yang baik untuk di injeksikan surfaktan dengan capillary string agar hasil penggunaan metode ini dapat maksimal dan meningkatkan produksi sesuai dengan target.
1.6
Lokasi Penelitian
Penelitian untuk Tugas Akhir ini dilaksanakan di Pertamina Hulu Sanga Sanga, Lokasi dilaksanakannya Tugas Akhir :
Nama Perusahaan : PT. PERTAMINA HULU SANGA SANGA
Alamat Kantor Pusat : Wisma Mulia, Jl. Gatot Subroto No.kav. 42, RT.3/RW.2, Kuningan Bar., Kec. Mampang Prapat., Kota Jakarta Selatan, Daerah Khusus Ibukota Jakarta 12710
1.7
Waktu Pelaksanaan Penelitian
Pelaksanaan penelitian tugas akhir ini dilakukan selama kurang lebih tiga bulan lamanya dimulai sejak 17 Februari 2020 sampai 16 Mei 2020 yang seluruh kegiatannya akan di paparkan pada table dibawah ini :
Tabel 1.1 Kegiatan Penelitian Tugas Akhir
Aktivitas
Bulan
Februari Maret April Mei
1 2 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2
Pengenalan Perusahaan
5 Pertamina Hulu Sanga-Sanga Pengumpulan Data Analisis Data Pembuatan Laporan Presentasi Akhir
6
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
Liquid loading dalam sumur gas adalah suatu akumulasi cairan di dasar sumur yang diakibatkan oleh penurunan kecepatan gas sehingga fasa gas tidak mampu mentransportasikan liquid ke permukaan dan menimbulkan back pressure ke formasi. Liquid loading memiliki pengaruh yang sangat besar terhadap produksi sumur gas dikarenakan cairan tersebut memberikan back pressure ke formasi dan apabila cairan yang terakumulasi di dasar sumur banyak maka back pressure yang diberikan ke formasi juga akan semakin besar, hal tersebut dapat mematikan sumur yang akan berdampak pada penurunan produksi.
Pengaruh liquid loading yang begitu besar membuat cairan yang terakumulasi didalam sumur gas harus di produksikan ke permukaan, produksi cairan ke permukaan yang diakibatkan oleh liquid loading dikenal dengan metode Delikuifikasi. (K.J, Kartoatmodjo, & Wati, 2017)
2.1
Profil Lapangan Ola
Lapangan Ola merupakan sebuah lapangan yang berada di daerah Kutai, Kalimantan Timur yang telah berproduksi kurang lebih 30 tahun lamanya. Pada lapangan Ola dari hasil analisis batuan dan data sumur produksi terdahulu menunjukkan bahwa jenis batuan reservoir adalah multilayer yang terdiri dari perselingan antara batu Pasir, batu Lempung dan terdapat sedikit sisipan Batubara dan batu Gamping, yang dimana tipe dari reservoir pada lapangan ini adalah Fluviodeltaic.
Terdapat kurang lebih sebanyak 270 sumur di lapangan Ola yang 93 diantaranya di install Capillary String, dan 20 sumur di lapangan Ola yang digunakan dalam penelitian ini. Reservoir pada sumur di lapangan Ola memiliki persebaran permeabilitas dari 1 hingga 1500mD dan memiliki jenis tenaga pendorong reservoir yaitu water drive, dan depletion drive. Untuk nilai produksi sumur rata-rata di Lapangan Ola adalah sebesar 14 MMSCFD.
7
2.2
Aliran Multifasa
Untuk mengetahui fenomena liquid loading dengan benar dan menanganinya dengan efektif, diperlukan pemahaman mengenai hubungan fasa liquid dan fasa gas terhadap kondisi aliran dibawah permukaan, dimana fasa tersebut mengalir bersama-sama naik dalam pipa produksi sumur. Konsep pemahaman ini disebut dengan konsep “Aliran Multifasa”.
Aliran multifasa merupakan sebuah fenomena yang menunjukkan adannya aliran beberapa fasa cairan pada pipa produksi sumur gas. Aliran multifasa dibedakan atas fase-fase aliran, seperti gas-cair, cair-padat, dan padat-gas. Untuk aliran multifasa pada pipa vertical biasanya ditunjukkan dengan basic flow regime yang ditentukan oleh kecepatan alir gas dan liquid Aliran multifasa dibagi menjadi empat regime utama, yaitu mist flow, transition flow, slug flow, dan bubble flow (Anggriyani, 2016).
Gambar 2.1 Pola Aliran Multifasa (Binli, 2009)
Macam-macam pola aliran multifasa, adalah sebagai berikut : a. Annular Mist Flow
Aliran cincin atau kabut yang biasa disebut Annular Mist Flow merupakan kondisi dimana pada aliran ini kondisi awal sumur memiliki tekanan dan kecepatan reservoir yang besar sehingga dominasi fasa didalam sumur merupakan fasa gas dan bersifat kontinu. Pada kondisi aliran ini, sejumlah
8 fasa liquid berupa embun yang terbawa oleh fasa gas akan cenderung berada di daerah yang bersentuhan dengan pipa, sedangkan aliran fasa gas berada di tengah-tengah. (Anggriyani, 2016)
b. Transition Flow
Pada kondisi transition flow, aliran akan membentuk lapisan cairan pada dinding pipa yang lapisan cairan tersebut akan menggumpal secara tidak teratur di tengah-tengah pipa, dan mulai berubah dari embun menjadi slug. Pada kondisi ini gradient tekanan ditentukan oleh fasa liquid, pada kondisi ini juga terjadi perubahan aliran dari fasa kontinu liquid ke fasa kontinu gas dan sebaliknya. (Drestanta, 2018)
c. Slug Flow
Pada kondisi aliran kantung gas atau yang disebut slug flow, gelembung gas yang mengalir akan berekspansi menjadi gelembung gas yang lebih besar hingga membentuk slug. Gradient tekanan pada kondisi aliran ini ditentukan oleh fasa cair dan fasa gas dikarenakan slug yang terbentuk menyebabkan penurunan tekanan. (Amarullah, 2018)
d. Bubble Flow
Kondisi bubble flow atau aliran gelembung merupakan sebuah kondisi dimana pada kondisi ini pipa produksi didalam sumur hampir seluruhnya dipenuhi dengan fasa liquid. Pada kondisi ini, terdapat fasa gas yang terbentuk dalam gelembung kecil pada fasa liquid yang menyebabkan penurunan tekanan dalam fasa liquid dan gradient tekanan di sepanjang sumur. Akan tetapi, fasa liquid pada kondisi ini merupakan fasa yang kontinu dan penentu nilai gradient tekanan. (Anggriyani, 2016)
2.3
Liquid Loading
Liquid loading adalah suatu akumulasi cairan di dalam sumur gas akibat dari penurunan kecepatan gas sehingga fasa gas tidak mampu mentransportasikan liquid ke permukaan dan menimbulkan back pressure ke reservoir, yang apabila akumulasi cairan ini terjadi dapat berpotensi mematikan sumur dan membuat
9 penurunan produksi. Ada beberapa proses yang menyebabkan terjadinya liquid loading, yaitu: (Hidayat & Wahid, 2018)
1. Ketika awal sumur gas berproduksi, sumur masih memiliki tekanan reservoir dan laju alir yang tinggi, sehingga kecepatan gas masih setara atau lebih besar dari kecepatan gas minimum yang dibutuhkan untuk mengangkat liquid sehingga dapat dengan mudah mengangkat liquid ke permukaan. Gambar (a) memperlihatkan droplet liquid tersuspensi di dalam fasa gas yang masih memiliki kecepatan tinggi selama ditransportasikan ke permukaan.
2. Seiring berjalannya waktu sumur berproduksi, tekanan reservoir akan berkurang dan menyebabkan penurunan laju alir yang juga akan berdampak kepada penurunan kecapatan gas. Kecepatan gas dalam keadaan ini dapat mengalami penurunan hingga dibawah kecepatan minimumnya dan hal tersebut akan membuat liquid tidak dapat terangkat ke permukaan. Lalu liquid yang terakumulasi di dasar sumur mengganggu proses produksi dan mengakibatkan penurunan laju produksi gas. Gambar (b) memperlihatkan bahwa cairan mulai terakumulasi di dasar sumur.
3. Selanjutnya, akumulasi cairan didasar sumur yang mulai terbentuk akan menurunkan flow area untuk fasa gas yang akan mengakibatkan kecepatan gas meningkat dan membuat pressure drop lebih besar. Pressure drop akan terus bertambah dan menimbulkan back pressure sampai mendapatkan tekanan yang diperlukan untuk mengangkat akumulasi cairan tersebut ke permukaan. Gambar (c) memperlihatkan slug cairan terbawa ke permukaan. 4. Tahap terakhir adalah akumulasi cairan di dasar sumur seiring dengan berjalannya waktu akan semakin besar dan menyebabkan back pressure terus bertambah hingga mendesak ke formasi sehingga sumur akan mengalami kematian seperti yang diperlihatkan pada Gambar (d).
10 Gambar 2.2 Tahapan Terjadinya Liquid Loading.
(Hidayat & Wahid, 2018)
Beberapa sumur gas tidak hanya memproduksikan fasa gas, namun juga memproduksikan air dan kondensat. Sumur yang memproduksikan kondensat dapat terjadi ketika sumur telah berproduksi dibawah titik embun lalu kondensat akan terbentuk menjadi liquid ketika tekanannya mulai turun. Ketika tekanan tinggi, kondensat akan terproduksi dalam bentuk fasa uap, terdapat pula kondisi ketika air yang ikut terproduksi pada sumur gas, terdapat beberapa indikasi sumber air tersebut, diantaranya yaitu (Amarullah, 2018) :
1. Water Coning
Lubang sumur dapat terhambat atau tertutup oleh air yang terproduksi. Air yang terproduksi tersebut terjadi akibat dari zona air yang naik hingga ke lubang sumur yang disebabkan oleh laju alir gas yang terlalu tinggi sehingga zona air dibawah zona gas naik keatas.
2. Aquifer
Untuk memproduksikan gas yang ada di reservoir, reservoir membutuhkan tenaga pendorong untuk mendorong gas. Tenaga pendorong untuk membantu mendorong gas berasal dari aquifer. Tidak jarang aquifer
11 yang menjadi tenaga pendorong gas ikut terproduksi ke permukaan, hal ini dapat menimbulkan masalah liquid loading.
3. Air Formasi
Lapisan gas merupakan lapisan yang tipis, hal ini lah yang dapat menyebabkan air formasi dapat naik ke lubang sumur atau lubang perforasi sumur gas.
4. Air yang ikut terproduksi dari zona lain
Dalam penyemenan casing sumur tidak jarang ditemukan penyemenan casing yang kurang baik. Penyemenan casing yang kurang baik dapat menyebabkan atau menimbulkan komunikasi lapisan sumur dengan lapisan sumur lain.
Berikut ini merupakan beberapa identifikasi adanya liquid loading pada sumur, yaitu (Cabral, Gierega, & Suriano, 2007):
1. Timbulnya liquid slug di permukaan sumur 2. Penurunan tajam produksi gas
3. Tidak ada produksi liquid
4. Penurunan tekanan tubing dan kenaikan tekanan casing 5. Kecepatan gas minimum lebih kecil dari velocity fluida
Kecepatan gas minimum dapat diperkirakan dengan persamaan Turner dan coleman. Untuk persamaan Turner digunakan asumsi liquid berbentuk speroidal dan selama pengangkatan butiran liquid tidak pecah. Berikut ini adalah persamaan kecepatan gas minimum yang diturunkan oleh Turner.
𝑉𝑡 = 17.6√𝜎𝐿1/4×(𝜌𝐿−𝜌𝑔)1/4
𝜌𝑔1/2 ………(2.1)
12 𝑉𝑡 = Kecepatan gas minimum (ft/sec)
𝜌𝐿 = Densitas liquid (lbm/cuft) 𝜌𝑔 = Densitas gas (lbm/cuft)
𝜎𝐿 = Tegangan Permukaan, (dynes/cm)
Dari persamaan di atas, terlihat bahwa semakin besar butiran liquid maka akan semakin besar laju alir gas yang dibutuhkan.
Coleman merupakan persamaan lain yang dapat digunakan untuk menghitung kecepatan gas minimum dimana persamaan ini memprediksikan laju alir dibawah 20% lebih rendah dan nilai WHP lebih rendah dibanding persamaan Turner. Berikut ini adalah persamaan kecepatan gas minimum yang diturunkan oleh Coleman.
𝑉𝑡 = 3.37√(45−0.0031×𝑝)1/4
(0.0031×𝑝)1/2 ………(2.2)
Keterangan :
𝑉𝑡 = Kecepatan gas minimum (ft/sec) 𝑝 = Pressure Wellhead (psia)
6. Laju alir gas yang dibutuhkan untuk mengangkat liquid ke permukaan lebih kecil dari laju alir kritis gas.
Laju alir kritis gas dapat dihitung dengan persamaan Turner dan Coleman. Turner dan Coleman merupakan sebuah persamaan untuk menghitung nilai laju alir minimum sumur untuk dapat mengangkat liquid ke permukaan. Untuk penelitian ini digunakan Persamaan Turner dikarenakan persamaan tersebut memiliki asumsi nilai yang critical rate yang lebih tinggi sehingga sumur dianggap lebih optimis. Critical Rate sumur dengan persamaan Turner, yaitu :
13 𝑄𝑡 =0.00063×𝑃×𝑑𝑡𝑖(1.8×𝑇)+4922×(67−0.00045×𝑃)1/4
(0.00045×𝑃)1/2 ……….(2.3)
Keterangan :
𝑄𝑡 = Critical Rate (Mscfd) 𝑃 = Wellhead Pressure (psia) 𝑑𝑡𝑖 = Inner Diameter Tubing (inch) 𝑇 = Temperature Reservoir (°F)
Untuk menghitung critical rate dengan persamaan Coleman nilai laju alir yang dihasilkan diprediksi akan lebih rendah 20% dibanding laju alir yang diperoleh dari persamaan Turner. Berikut ini merupakan persamaan untuk menghitung critical rate dengan menggunakan persamaan Coleman.
𝑄𝑡 =3.067×𝑃×𝑉𝑡×𝐴(𝑇+460)×𝑍 ………(2.4)
Keterangan :
𝑄𝑡 = Critical Rate (MMscfd) 𝑃 = Wellhead Pressure (psi)
𝑉𝑡 = Kecepatan Gas Minimum (ft/sec) 𝑇 = Temperature Reservoir (°F) 𝑍 = Faktor Deviasi Gas
𝐴 = Luas Area Saluran (ft2) 𝐷 = Diameter Tubing (inch)
14
2.2.1 Metode untuk menanggulangi masalah liquid loading
Sumur gas yang teridentifikasi memiliki masalah liquid loading dapat di atasi dengan beberapa metode, yaitu :
1. Injeksi Surfaktan dengan Capillary String
Injeksi surfaktan dengan capillary string adalah metode yang akan digunakan dalam tugas akhir ini, metode ini merupakan metode dengan menggunakan chemical. Chemical akan diinjeksikan dan diantarkan dengan alat yang dinamakan Capillary String. Chemical yang diinjeksikan akan bereaksi dengan liquid dan membentuk foam. Foam tersebut dapat mengurangi densitas liquid sehingga liquid akan lebih mudah terangkat ke permukaan. Metode ini sebelum di aplikasikan harus melakukan uji laboratorium terlebih dahulu untuk menentukan konsentrasi chemical yang tepat. (Andrianata & Susanto, 2015)
2. Velocity String
Velocity string merupakan salah satu metode penanggulangan liquid loading dengan memasang tabung string dengan diameter lebih kecil didalam tubing produksi yang bertujuan untuk mengurangi daerah alir fluida sehingga akan meningkatkan laju alir produksi gas di atas laju kritisnya. Ukuran diameter tabung string yang digunakan berkisar dari 1” sampai 3 ½. (Binli, 2009)
3. Plunger Lift
Plunger lift merupakan metode penanggulangan liquid loading yang dilakukan secara berkala. didalam sumur minyak maupun sumur gas. Metode ini biasa digunakan pada sumur yang sudah di kondisi depleted yang ketika metoda ini akan digunakan sumur harus dilakukan shut in terlebih dahulu untuk beberapa waktu. Metode ini menggunakan plunger baja dengan katup didalam rangkaian tubing. (Amarullah, 2018)
15 4. Wellhead Compressor
Wellhead Compressor merupakan metode dengan cara menurunkan tekanan wellhead yang akan membuat gas lebih mudah mengalir ke permukaan. Batasan sumur yang akan menggunakan metode WHC diantaranya adalah liquid yang terproduksi, laju alir produksi gas, teknan sumur yang diharuskan rendah, kondisi sumur yang akan menghasilkan suara bising, membutuhkan tempat, dan methane numer untuk kualitas gas. Spesifikasi pemasangan WHC akan disesuaikan dengan laju alir produksi liquid dan gas, dan methane number. (Drestanta, 2018)
5. Gas Lift
Gas lift merupakan metode pengangkatan buatan yang bisa menanggulangi masalah liquid loading dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi kedalam annulus, kemudian gas tersebut akan masuk ke dalam tubing melalui valve yang sudah dipasang pada kedalaman tertentu di rangkaian tubing yang akan menurunkan nilai gradient tekanan di dalam tubing sehingga tekanan dasar sumur akan mengalami penurunan. Penurunan gradient tekanan ini akan membuat penurunan densitas fluida yang akan membuat fluida lebih mudah mengalir ke permukaan. (Hearn, 2010)
2.4
Injeksi Surfaktan dengan Capillary String
Capillary string merupakan sebuah string berukurang ¼” yang dimasukkan kedalam tubing produksi secara continu untuk mengantarkan surfaktan yang akan menanggulangi masalah liquid loading pada sumur. Metode ini merupakan salah satu metode yang sederhana dikarenakan surfaktan yang di injeksikan cukup mudah didapatkan dan murah, serta tidak memerlukan modifikasi downhole equipment dan peralatan yang dibutuhkan di permukaan minim yang hanya bergantung dengan tipe treatment yang akan digunakan. (Anggriyani, 2016)
16 Gambar 2.3 Skema Metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String
(Hidayat & Wahid, 2018)
Surfaktan yang di injeksikan akan membentuk foam yang berperan sebagai emulsi gas dan cairan dimana gelembung gas akan terpisah dengan liquid. Tujuan penggunaan surfaktan adalah untuk membuat ikatan molekul antara fasa gas dan fasa cair untuk menjaga stabilitas foam agar dapat mentransportasikan cairan ke permukaan dalam bentuk slurry foam. Foam yang terbentuk dapat digunakan untuk memproduksikan kondensat dari sumur gas, akan tetapi hasilnya busa akan tidak stabil dan cepat hilang. Namun, apabila terdapat air dan juga kondensat pada sumur gas, kondensat akan menjadi emulsi dan menghambat pembentukan serta kereaktifan foam dengan air. (Drestanta, 2018)
Ada beberapa faktor yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan surfaktan untuk injeksi, yaitu (Fedriando, 2020) :
a. Foam Build Up
Foam build up yaitu merupakan ketinggian dari foam saat surfaktan bercampur dengan air.
17 Build up time yaitu waktu ketika foam terbentuk.
c. Half Life Time
Half life time yaitu lama waktu bertahannya kestabilitasan foam.
Karakteristik fluida sangat berpengaruh dalam kebehasilan kerja foaming agents. Dalam penggunaan metode ini ketersediaan surfaktan yang cukup dan keberhasilan surfaktan menjadi foam juga harus diperhatikan. Metode ini juga memiliki limitasi diantaranya : (Anggriyani, 2016)
a. Keuntungan :
- Alat yang digunakan sederhana dan murah dan sangat memungkinkan digunakan di sumur dengan laju alir rendah
- Tidak ada perawatan downhole tambahan - Tidak membutuhkan shut in time
- Dapat menyesuaikan dosis chemical yang akan diinjeksikan sesuai dengan keadaan sumur
- Efisien terhadap waktu dikarenakan injeksi chemical dilakukan secara kontinu di zona perforasi
b. Kerugian :
- Kinerja foaming agent bergantung pada jenis chemical yang digunakan dan frekuensi pemakaiannya
- Capillary string memiliki batas maximum deviasi
- Surfaktan tidak bekerja dengan maksimal apabila sumur memproduksikan kondensat
2.3.1 Prinsip Kerja Injeksi Surfaktan dengan Capillary String
Injeksi Surfaktan dengan Capillary String merupakan salah satu metode untuk menanggulangi liquid loading pada sumur gas yang memiliki prinsip kerja dengan cara menginjeksikan chemical dengan sebuah alat bernama capillary string.
18 Capillary string merupakan string yang terbuat dari baja namun bersifat plastis sehingga dapat digulung yang memiliki diameter sebesar ¼”. Capillary string akan di gerakan ketika sumur sedang flowing dan akan dipompakan kemudian secara kontinu dari permukaan. Tenaga untuk pengoprasian metode ini diperoleh dari pompa baterai yang berisi solar sell untuk mengoperasikan pompanya. (LeaJr & Rowlan, 2019)
Chemical yang di injeksikan memiliki fungsi untuk membuat kontak dengan liquid agar liquid yang menghalangi gas dapat terangkat. Chemical yang diinjeksikan tersebut akan bereaksi dengan air dan membentuk foam yang dapat mengurangi densitas, tegangan antar permukaan dari kolom cairan yang terakumulasi dibawah sumur, dan mengurangi tekanan hidrostatik yang akan mengurangi kecepatan gas yang berguna untuk mengangkat cairan ke permukaan. (Anggriyani, 2016)
Chemical yang akan diinjeksikan harus dipertimbangkan oleh beberapa factor karena chemical tersebut akan membentuk foam yang akan mengangkat liquid yang terakumulasi ke permukaan. Faktor yang harus di pertimbangkan, yaitu : (Drestanta, 2018)
1. Jenis Surfaktan
2. Konsentrasi Surfaktan 3. Salinitas Air Formasi 4. Temperature
5. Pressure
2.5
Foam
Foam merupakan hasil dari injeksi surfaktan yang ditujukan untuk mengurangi densitas liquid sehingga liquid bisa naik ke permukaan. Foam menurut bentuknya dibedakan menjadi dua jenis, yang perbedaanya terletak pada selaputnya. Foam jenis pertama terpisah oleh selaput yang agak tebal, sedangkan untuk foam jenis kedua dipisahkan oleh selaput film. Untuk pengaplikasian foam tidak dibutuhkan biaya yang besar dan juga foam dapat membantu mengurangi slug serta tegangan permukaan fluida.
19
2.4.1 Kestabilan Foam
Kestabilan foam diartikan sebagai perbandingan volume gas yang membentuk foam terhadap volume foam. Kestabilan foam memiliki pengaruh yang sangat besar untuk mobilitas liquid ke permukaan, foam yang memiliki nilai kestabilan yang tinggi dapat meningkatkan perolehan minyak.
Foam menghasilkan dua sifat yang berbeda, yaitu (Anggriyani, 2016) : 1. Foam Basah
Foam basah yang dimaksudkan merupakan foam yang tidak dapat bertahan lama atau mudah mencair ketika sudah terbentuk.
2. Foam Kering
Foam kering yang dimaksudkan merupakan foam yang bertahan lebih lama dikarenakan lebih solid dan stabil.
Foam dikatakan stabil apabila foam memiliki bentuk dan ukuran yang seragam sehingga foam tidak mudah menghilang. Kestabilan nilai foam dilihat dari lama waktunya foam dapat bertahan dan dilihat dari ketinggian foam yang terbentuk. Foam dikatakan stabil ketika memiliki nilai waktu untuk menghilang selama lebih dari 30 menit. (Drestanta, 2018)
2.4.2 Faktor yang mempengaruhi Kestabilan Foam
Beberapa faktor yang mempengaruhi kestabilan foam, yaitu (Drestanta, 2018) :
1. Jenis Surfaktan
Jenis surfaktan merupakan salah satu faktor yang mempengaruhi nilai kstabilan foam. Surfaktan memiliki beberapa jenis yang akan menghasilkan nilai foam yang berbeda yang disebabkan oleh struktur kimia yang membentuknya.
20 2. Konsentrasi Surfaktan
Konsentrasi surfaktan menjadi salah satu factor untuk menentukan nilai stabilitas foam dikarenakan konsentrasi surfaktan berpengaruh besar akan terjadinya adsorpsi batuan reservoir.
3. Salinitas Air Formasi
Salinitas air formasi menjadi salah satu faktor dikarenakan foam sangat rentan terhadap air formasi. Air formasi yang memiliki nilai salinitas yang tinggi akan membuat foam lebih mudah menghilang, hal ini terjadi dikarenakan molekul-molekul yang membentuk foamnya terpisah.
4. Temperature
Kestabilan foam sangat sensitive terhadap temperature. Temperature reservoir umumnya 60F – 392F, temperature yang tinggi akan membuat foam mengalami penurunan kestabilan.
5. Tekanan
Tekanan mempengaruhi kestabilan foam, apabila tekanan didalam foam besar akan membuat foam yang terbentuk semakin stabil dan kuat, namun apabila tekanan didalam foam kecil foam yang akan terbentuk juga lebih mudah menghilang.
6. Fluida Condensate
Fluida condensate mempengaruhi kestabilan foam dimana foam yang terbentuk pada sumur yang memiliki fluida condensate akan lebih mudah menghilang.
2.5
Penelitian Sebelumnya Mengenai Capillary String
Terdapat beberapa penelitian sebelumnya mengenai Capillary String, diantaranya adalah sebagai berikut :
21 - Pada sebuah penelitian tentang mengatasi liquid loading dengan metode injeksi surfaktan dengan capillary string di lakukan pada sebuah sumur di Jawa Barat. Sumur ini diindikasi memiliki masalah liquid loading setelah analisa data produksi gas dan produksi air.
Gambar 2.5 Production Rate History Sumur X1 (Hidayat & Wahid, 2018)
Seperti yang terlihat pada gambar grafik di atas, ketika sumur dalam keadaan normal tanpa liquid loading, penurunan nilai produksi gas akan diikuti dengan kenaikan nilai produksi air seperti yang ditunjukkan oleh periode waktu tahun2008 sampai tahun 2009. Namun ketika memasuki akhir tahun 2016, production history data di atas menunjukkan kejanggalan dimana penurunan nilai produksi gas diikuti dengan penurunan nilai produksi water.
Pada sumur di Jawa Barat ini penanganan liquid loading yang dipilih adalah dengan metode injeksi surfaktan dengan capillary string, dikarenakan sumur tersebut sudah mencapai nilai critical rate dan juga sumur ini memiliki nilai laju gas yang kecil.
Injeksi surfaktan dengan capillary string dipilih untuk mengatasi masalah liquid loading pada sumur ini berdasarkan beberapa pertimbangan diantaranya adalah karena injeksi surfaktan dengan capillary string tidak membutuhkan downhole equipment yang complex dan juga metode ini efektif digunakan di sumur yang memiliki laju alir gas rendah. Setelah sumur ini diinjeksikan surfaktan dengan capillary string sumur memiliki nilai critical
22 rate yang lebih rendah dari gas rate dan dapat mengalirkan gas dengan efektif ke permukaan. (Hidayat & Wahid, 2018)
- Terdapat sebuah penelitian lain mengenai metode injeksi surfaktan dengan capillary string yang dilakukan di sebuah sumur di Kalimantan Timur yang dimana sumur ini merupakan sumur gas yang sudah mature dengan depleted reservoir pressure dan penurunan produksi gas. Sumur ini menggunakan metode injeksi surfaktan dengan capillary string untuk meningkatkan kembali nilai produksi sumur.
Gambar 2.6 Hasil Instalasi Capillary String di Sumur W (Andrianata & Susanto, 2015)
Terdapat juga alasan lain dipilihnya metode ini dikarenakan seperti yang terlihat pada gambar di atas, sumur lain di lapangan ini memiliki nilai sukses ratio instalasi metode injeksi surfaktan dengan capillary string cukup besar, yaitu sebesar 37.5% dari 16. Metode injeksi surfactant dengan capillary string dipilih dengan pertimbangan metode tersebut dapat menurunkan critical rate dan juga mengurangi density liquid dan surface tension. Dilakukan beberapa trial dan error untuk menentukan dosis injeksi yang tepat agar bisa bekerja secara optimal dan menghasilkan hasil yang terbaik. Setelah sumur diinjeksikan surfactant dengan capillary string sumur berhasil meningatkan laju gas dan menurunkan critical rate. (Andrianata & Susanto, 2015)
24
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1
Bentuk Penelitian
Penelitian atau tugas akhir ini dilakukan dalam bentuk observasi atau analisis data produksi lapangan yang sudah ada. Penelitian ini dilakukan dengan mengamati nilai produksi sumur yang di install Capillary String yang dilakukan oleh PT. Pertamina Hulu Sanga Sanga pada lapangan Ola. Diperlukan analisis data untuk screening criteria sumur yang baik untuk diinjeksikan surfaktan dengan Capillary String sebagai pembelajaran bagi perusahaan dan juga evaluasi untuk penginjeksian surfaktan di masa yang akan datang.
Untuk penulis, dengan mengamati data hasil produksi sumur akan sangat bermanfaat dan menambah pengalaman dalam melakukan screening criteria sumur dan juga persiapan untuk menentukan sumur terbaik untuk diinjeksikan surfaktan agar hasil yang diperoleh memuaskan. Selain mengamati data hasil produksi, dalam penelitian ini juga dibutuhkan data karakteristik reservoir guna mempermudah penyeleksian kriteria sumur terbaik.
3.2
Metode Pengumpulan Data
Metode pengumpulan data atau metode penelitian adalah suatu proses yang dilakukan untuk mengumpulkan data yang diperlukan dalam menganalisa suatu permasalahan atau dalam kasus ini akan digunakan untuk menganalisa kriteria sumur di lapangan Ola. Metode pengumpulan data dilakukan dengan cara :
• Observasi data lapangan • Studi Literatur
• Paper • Diskusi
25 Dengan mengumpulkan data dari berbagai referensi yang sudah disebutkan di atas, diharapkan penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini dengan baik dan memberikan referensi untuk banyak orang nantinya khususnya di Teknik Perminyakan Universitas Pertamina.
3.3
Sumber Data
Sumur gas yang digunakan dalam penelitian ini sebanyak 20 sumur. Berikut merupakan data yang digunakan dalam penelitian :
• Data Produksi Sumur • Data Pressure
• Well Sketch
3.4
Metode Analisis Data
Data yang sudah didapat dari lapangan dengan metode pengumpulan data berupa observasi, pengumpulan data dan pengolahan data nantinya akan penulis olah kembali dan bahas lebih mendetail dengan menggunakan Microsoft Excell guna mempermudah perhitungan dan pensortiran data.
3.5
Flow Chart
Langkah yang dilakukan untuk menganalisis keberhasilan instalasi capillary string dalam penelitian tugas akhir ini adalah sebagai berikut :
- Melakukan pengumpulan data BHP
- Menganalisis success ratio dari nilai kenaikan rate minimum 0.1 MMSCFD dan cumulative produksi minimum 60 MMSCF
- Membuat dan menganalisis variable baru yaitu Factor Rate yang bertujuan untuk menginterpretasikan nilai laju alir kritis sumur dan laju alir sumur sebelum instalasi Capillary String
26 - Membuat kriteria baru untuk sumur yang akan menggunakan metode Injeksi
Surfaktan dengan Capillary String
27
BAB IV
PEMBAHASAN
Dalam tugas akhir ini, penelitian yang dilakukan adalah menganalisis peningkatan produksi gas dengan metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String dengan menggunakan sebuah string berdiameter ¼”. Injeksi Surfaktan dengan Capillary String merupakan salah satu metode yang dapat digunakan ketika sumur terindikasi memiliki masalah liquid loading.
4.1
Evaluasi Hasil Produksi Lapangan Ola Before dan After Install
Capillary String
Lapangan Ola merupakan lapangan yang terdiri dari sumur Dry Gas dan sumur Wet Gas. Pada penelitian ini, sumur aktif yang di teliti di lapangan Ola sebanyak 20 sumur. Pada 20 sumur aktif yang di install Capillary String di lapangan Ola, 60% atau 12 sumur diantaranya masuk kedalam kategori gagal dan 40% atau 8 sumur lainnya masuk kedalam kategori berhasil instalasi capillary string. Sumur yang masuk kedalam kategori berhasil yaitu sumur B, H, L, M, N, P, Q, dan R, sedangkan sumur yang masuk kedalam kategori gagal yaitu A, C, D, E, F, G, I, J, K, O, S, dan T.
28 Gambar 4.1 Status Sumur Setelah Instalasi Capillary String
Kegagalan atau keberhasilan sumur dikategorikan berdasarkan nilai kenaikan rate produksi sumur atau cummulative produksi after instalasi capillary string. Nilai kenaikan rate produksi harus memenuhi nilai minimum yaitu 0.1 MMSCFD atau nilai cummulative produksi after instalasi capillary string minimal sebesar 60 MMSCF.
Gambar 4.2 Perofrma Rate Before After dan Cummulative Rate After Instalasi Capillary String
Berdasarkan pada gambar grafik 4.2, terdapat 3 sumur yang before dan after instalasi capillary string tidak berproduksi atau tidak mengalami perubahan, lalu terdapat 2 sumur yang before instalasi capillary string tidak berproduksi namun after instalasi sumur kembali berproduksi, lalu 1 sumur yang before instalasi capillary string berproduksi namun after instalasi sumur menjadi tidak berproduksi, dan 14 sumur yang before dan after instalasi capillary string tetap berproduksi.
Sumur yang tidak mengalami kenaikan rate tidak bisa langsung dipastikan gagal, dikarenakan sumur tersebut bisa saja belum mengalami kenaikan rate produksi dikarenakan foam yang terbentuk belum stabil, sehingga liquid loading belum sepenuhnya bercampur dengan foam dan terangkat ke permukaan. Hal ini
29 terlihat pada grafik di Gambar 4.2 dimana terdapat sumur yang tidak berproduksi after instalasi capillary string namun sumur tetap memiliki nilai cummulative produksi.
Setelah mengecek data produksi sumur before dan after instalasi capillary string, dibutuhkan pengecekan kembali nilai cummulative produksi sumur after instalasi. Sumur yang mendapatkan nilai cummulative produksi lebih dari 60 MMSCF masuk kedalam kategori berhasil. Namun, apabila sumur memiliki salah satu nilai yang tidak sesuai dari nilai minimum kenaikan rate produksi dan cummulative produksi after instalasi, sumur tetap masuk kedalam kategori berhasil mengangkat liquid ke permukaan.
Tabel 4.1 Kategori Berhasil atau Gagal Sumur yang di Install Capillary String Well Name
Rate
Cummulative
Produksi Keberhasilan Capstring Before After B 0.116 0.150 108.97 Berhasil H 0.100 0.100 63.21 Berhasil L 0.205 0.460 129.86 Berhasil M 0.000 0.740 476.24 Berhasil N 0.316 0.472 244.08 Berhasil P 0.118 0.490 43.40 Berhasil Q 0.444 0.850 112.24 Berhasil R 0.100 1.100 80.52 Berhasil A 0.100 0.100 13.69 Gagal
30 Well Name
Rate
Cummulative
Produksi Capillary String Keberhasilan Before After C 0.000 0.000 45.38 Gagal D 0.318 0.130 23.52 Gagal E 0.126 0.000 15.18 Gagal F 0.000 0.000 0.73 Gagal G 0.110 0.100 59.90 Gagal I 0.142 0.143 52.99 Gagal J 0.100 0.100 12.43 Gagal K 0.100 0.000 0.57 Gagal O 0.000 0.000 0.20 Gagal S 0.000 0.000 0.00 Gagal T 0.273 0.250 5.00 Gagal
Tabel di atas menunjukkan kategori sumur-sumur di lapangan Ola yang sudah diinstall Capillary String. Nilai rata-rata kenaikan rate produksi sumur di lapangan Ola sebesar 0.2 MMSCFD, namun untuk nilai kenaikan rate produksi terbesar adalah 1 MMSCFD yang berasal dari sumur R. Sedangkan nilai rata-rata cummulative produksi after install Capillary String di lapangan Ola sebesar 74.4 MMSCF yang dimana nilai cummulative produksi terbesar berasal dari sumur M yaitu sebesar 476.24 MMSCF.
31 Gambar 4.3 Durasi Instalasi Capillary String dan Cummulative Produksi Instalasi Capillary String di sumur di lapangan Ola dilakukan pada periode waktu yang berbeda-beda. Berdasarkan grafik pada Gambar 4.3, sumur di lapangan Ola yang diinstall Capillary String memiliki rentan waktu instalasi yang bervariasi, sumur-sumur tersebut rata-rata di install Capillary String selama 726 hari atau sekitar kurang lebih 2 tahun. Terdapat 50% atau sebanyak 10 sumur yang diinstall Capillary String lebih dari 2 tahun, lalu 40% atau sebanyak 8 sumur lainnya diinstall kurang dari 2 tahun dan terdapat 10% atau sebanyak 2 sumur yang masih install Capillary String hingga saat ini. Sumur yang masih install Capillary String hingga saat ini adalah sumur C dan sumur Q yang pada grafik di Gambar 4.4 memiliki nilai durasi instalasi sebesar 0 day.
4.2
Analisis Jenis Liquid Loading dan Fluid Height
Sumur di lapangan Ola memiliki jenis liquid loading dan fluid height yang bervariasi. Dibawah ini merupakan grafik persentase jenis liquid loading di lapangan Ola :
32 Gambar 4.4 Jenis Fluida di Sumur
Berdasarkan grafik di atas, jenis liquid loading di sumur di lapangan Ola di dominasi oleh Gas, Condensate, dan Water sebanyak 45% atau sebanyak 9 sumur. Jenis liquid loading merupakan salah satu aspek yang mempegaruhi kesuksesan metode Capillary String, dikarenakan surfaktan kurang reaktif dengan fluida kondensat.
33 Gambar 4.5 Performa Jenis Liquid Loading di Lapangan Ola
Berdasarkan pada gambar grafik 4.5, sumur di lapangan Ola yang memiliki jenis fluida gas sebanyak 7 sumur, 5 sumur diantaranya masuk kedalam kategori berhasil dan 2 sumur lainnya masuk kedalam kategori gagal, sumur gas yang masuk kedalam kategori berhasil disebabkan oleh sumur yang masih memproduksikan air didalamnya sehingga surfaktan masih bisa bekerja dengan baik pada sumur tersebut. Untuk sumur yang memiliki jenis fluida Gas & Condensate di lapangan Ola sebanyak 3 sumur yang seluruhnya masuk kedalam kategori gagal dikarenakan fluida condensate kurang reaktif dengan surfaktan. Untuk sumur yang memiliki fluida jenis gas & water pada lapangan Ola hanya terdapat satu sumur dan sumur tersebut berhasil mengangkat liquid ke permukaan. Lalu untuk sumur yang memiliki fluida jenis gas, condensate, dan water di lapangan Ola sebanyak 9 sumur, 7 sumur masuk kedalam kategori gagal dan 2 sumur lainnya masuk kedalam kategori berhasil. Sehingga, sumur-sumur yang masuk kedalam kategori berhasil di lapangan Ola di dominasi oleh sumur yang memiliki fluida jenis gas.
Gambar 4.6 Ilustrasi Ketinggian liquid loading
Untuk penentuan ketinggian liquid loading, seperti yang terlihat pada gambar di atas bahwa nilai ketinggian liquid loading yang digunakan merupakan nilai
34 ketinggian liquid loading yang sebenarnya, yang didapatkan dari hasil pengurangan nilai kedalaman sumur seluruhnya dan nilai kedalaman dimana liquid loading terdeteksi.
Gambar 4.7 Rekapitulasi Nilai Fluid Height Sumur di Lapangan Ola Gambar grafik 4.7 memperlihatkan bahwa sumur-sumur yang berhasil instalasi Capillary String merupakan sumur yang memiliki nilai fluid height dibawah 3300 ft, sementara sumur yang gagal instalasi Capillary String didominasi oleh sumur-sumur yang memiliki nilai fluid height lebih dari 3300ft. Untuk sumur-sumur yang masuk kedalam kategori gagal namun memiliki nilai fluid height kurang dari 3300 ft disebabkan oleh pressure reservoir sumur tersebut yang memang sudah depleted dan jenis fluida yang ada didalam sumur.
4.3
Perhitungan dan Penentuan Critical Rate dengan Turner Rate
Dalam penelitian ini perhitungan critical rate menggunakan persamaan Turner dengan data-data yang sudah diketahui. Persamaan ini dipilih karena dianggap lebih optimis dan aman untuk dijadikan sebagai acuan dikarenakan memiliki nilai estimasi lebih besar dari persamaan Coleman. Turner Rate atau critical rate adalah laju alir gas minimum yang dibutuhkan sumur untuk mentransportasikan liquid ke permukaan.
35
4.4.1 Perhitungan Critical Rate
Penulis melakukan perhitungan critical rate dengan sumur L sebagai contoh pengerjaan. Sumur L merupakan sumur yang di install Capillary String pada tanggal 20 Oktober 2007 hingga 10 Februari 2010 pada tubing long string.
Tabel 4.2 Data Sumur L
Keterangan Nilai
Zona Potensial II
Bottom Hole Pressure 331 psi
Wellhead Pressure 29 psi
Temperature 162
Fluid Height 0 ft
Tipe Fluida Gas
Rate Before Install Capillary String 0.461 MMSCFD
Rate After Install Capillary String 0.46 MMSCFD
36
Keterangan Nilai
Outer Diameter Tubing
31 2
Inner Diameter Tubing 2.992
Data pada table di atas merupakan data yang dibutuhkan untuk perhitungan nilai crticial rate dengan persamaan Turner. Nilai outer dan inner diameter tubing didapatkan dari hasil analisis well sketch, dan nilai critical rate untuk sumur L sebesar 0.503 MMSCFD.
Gambar 4.8 Rekapitulasi Nilai Turner Rate Sumur yang di Install Capillary String di Lapangan Ola
Gambar grafik 4.8 memperlihatkan nilai critical rate untuk seluruh sumur di lapangan Ola dengan menggunakan persamaan Turner, untuk data sumur lain yang dibutuhkan untuk perhitungan turner rate terdapat pada lampiran.
Nilai Turner Rate rata-rata untuk sumur di lapangan Ola sebesar 0.49 MMSCFD, terdapat 11 sumur yang memiliki nilai turner rate lebih dari nilai turner rate rata-rata yaitu sumur C, D, E, F, I, J, L, M, O, S, dan T.
37
4.4.2 Penentuan Kategori Critical dan Non Critical untuk Critical Rate
Sumur dibagi menjadi dua kategori yaitu kategori critical rate dan non critical rate untuk mendeteksi faktor yang mempengaruhi kegagalan sumur. Sumur yang masuk kedalam kategori critical rate memiliki potensi gagal untuk mengangkat liquid ke permukaan lebih besar dikarenakan rate yang dimiliki sumur memang sudah tidak dapat membantu proses pengangkatan.
Gambar 4.9 Performa Turner Rate dan Rate Before Install Capillary String Gambar grafik di atas merupakan rekapitulasi nilai turner rate dan critical rate before instalasi Capillary String. Untuk penentuan kategori critical dan non critical rate sumur digunakan cut off sebesar 0.15 MMSCFD untuk hasil selisih dari nilai turner rate dan rate before. Berdasarkan grafik di atas, terdapat beberapa sumur yang memiliki nilai turner rate before lebih kecil dari rate before instalasi. Sumur yang memiliki nilai rate before lebih besar dari nilai turner rate before instalasi maka akan lebih mudah untuk mengangkat liquid ke permukaan, namun hal ini juga dipengaruhi oleh nilai pressure reservoir.
38 Gambar 4.10 Status Critical Rate dan Non Critical Rate Sumur di Lapangan Ola
Sumur di lapangan Ola yang masuk kedalam kategori critical rate before instalasi Capillary String sebanyak 70% atau 14 sumur, sedangkan untuk sumur yang masuk kedalam kategori non critical rate sebanyak 30% atau 6 sumur yaitu sumur G, H, K, N, P, dan Q. Sumur yang masuk kategori non critical tidak membutuhkan banyak tenaga lebih untuk mengangkat liquid ke permukaan, dan sumur yang masuk kedalam kategori non critical rate merupakan sumur yang didalamnya hanya memiliki fluida jenis gas.
4.4
Membuat variable dan menghitung nilai Factor Rate
Factor rate merupakan sebuah variabel baru yang digunakan untuk menginterpretasikan nilai differential antara nilai turner rate before install Capillary String dan rate before install Capillary String. Untuk perhitungan nilai factor rate menggunakan persamaan :
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑅𝑎𝑡𝑒 =(𝑇𝑢𝑟𝑛𝑒𝑟 𝑅𝑎𝑡𝑒−𝑅𝑎𝑡𝑒 𝐵𝑒𝑓𝑜𝑟𝑒)
𝑅𝑎𝑡𝑒 𝐵𝑒𝑓𝑜𝑟𝑒 ……….……..(4.1)
Keterangan :
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑅𝑎𝑡𝑒 = Variabel Baru yang dibuat oleh peneliti
39 𝑅𝑎𝑡𝑒 𝐵𝑒𝑓𝑜𝑟𝑒 = Rate Before Install Capillary String (MMSCFD)
Berikut ini merupakan nilai factor rate untuk semua sumur di lapangan Ola : Tabel 4.3 Nilai Factor Rate Sumur
Well Name Turner Rate Rate Factor Rate
N 0.264 0.316 0.17 Q 0.246 0.444 0.45 D 0.578 0.318 0.82 P 0.253 0.118 1.14 K 0.229 0.100 1.29 G 0.259 0.110 1.36 L 0.503 0.205 1.45 H 0.248 0.100 1.48 T 0.679 0.273 1.49 B 0.331 0.116 1.85 R 0.296 0.100 1.96 A 0.422 0.100 3.22 E 0.617 0.126 3.90
40 Well Name Turner Rate Rate Factor Rate
J 0.607 0.100 5.07 I 0.960 0.142 5.76 C 0.603 0.000 F 0.666 0.000 M 0.607 0.000 O 0.644 0.000 S 0.720 0.000
Data pada table 4.3 menunjukkan, bahwa semakin besar nilai factor rate suatu sumur, maka semakin besar usaha sumur untuk mengangkat liquid ke permukaan. Sumur yang tidak memiliki nilai factor rate pada tabel 4.3 menandakan bahwa sumur tersebut memiliki nilai factor rate yang sangat besar.
4.5
Penentuan Kriteria Baru untuk sumur di Lapangan Ola yang di akan
Install Capillary String
Analisis factor rate dan fluid height merupakan langkah terakhir sebelum menentukan nilai minimum dari factor rate dan fluid height sumur yang akan di install capillary string. Berikut ini adalah hasil rekapitulasi nilai factor rate dan fluid height sumur di lapangan Ola :
41 Gambar 4.11 Rekapitulasi Nilai Fluid Height dan Factor Rate
Berdasarkan hasil plot antara nilai factor rate dan fluid height didapatkan nilai cut off keberhasilan sumur yang diinstall capillary string seperti yang terlihat pada grafik di Gambar 4.11, pada gambar grafik tersebut terlihat dimana sumur-sumur yang masuk kategori berhasil di dominasi berada di ruas kiri yang dimana pada ruas kiri nilai factor rate dan fluid height sumur rendah.
Penulis mendapat kesimpulan bahwa sumur-sumur di lapangan Ola yang memiliki nilai factor rate kurang dari 2 dan nilai fluid height kurang dari 3300 ft memiliki kemungkinan yang kebih besar akan berhasil ketika di install capillary string. Hal ini di sebabkan oleh nilai factor rate yang besar menandakan sumur akan lebih banyak membutuhkan tenaga bantuan untuk mengangkat fluida dan untuk nilai fluid height yang tinggi menandakan bahwa back pressure yang diberikan kepada reservoir semakin besar. Namun tidak hanya itu, jenis liquid loading yang terdapat di lubang sumur juga mempengaruhi kesuksesan kinerja metode capillary string dikarenakan surfaktan kurang reaktif dengan fluida kondensat.
Terdapat dua sumur yang masuk kedalam kategori gagal namun berada di ruas kiri atau masih masuk kedalam nilai minimum cut off, sumur tersebut adalah sumur G dan K. Untuk sumur G, sumur memiliki nilai rate before install capillary
42 string sebesar 0.11 MMSCFD, turner rate sebesar 0.259 MMSCFD dan rate after install capillary string sebesar 0.1 MMSCFD. Sumur G diindikasi mengalami kegagalan dikarenakan sumur hanya memiliki fluida gas didalamnya dan tidak memproduksikan air, sedangkan fluida gas tidak reaktif terhadap surfaktan dan terdapat dugaan lain mengenai faktor yang menyebabkan kegagalan yaitu pressure reservoir sumur yang sudah depleted dikarenakan sumur sudah berproduksi sejak 25 tahun yang lalu. Sedangkan untuk sumur K, sumur memiliki nilai rate before install capillary string sebesar 0.1 MMSCFD, turner rate sebesar 0.229 MMSCFD dan rate after install capillary string sebesar 0 MMSCFD. Sumur K diindikasi mengalami kegagalan dikarenakan sumur memiliki fluida gas dan kondensat didalamnya dimana fluida kondensat kurang reaktif terhadap surfaktan.
43
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1
Kesimpulan
Dari hasil analisis yang telah dilakukan, penulis dapat menarik beberapa kesimpulan sebagai berikut :
1. Sumur di lapangan Ola yang berhasil di Install Capillary String sebanyak 40% atau sebanyak 8 sumur.
2. Metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String tidak cocok di aplikasikan pada sumur yang memiliki nilai fluid height dan factor rate tinggi.
3. Untuk Sumur di Lapangan Ola yang akan diinstall Capillary String sebaiknya memiliki nilai Factor Rate kurang dari 2 dan nilai Fluid Height kurang dari 3300 ft.
5.2
Saran
Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, penggunaan metode Injeksi Surfaktan dengan Capillary String merupakan metode yang paling mungkin digunakan dikarenakan tidak membutuhkan tambahan downhole equipment, surface equipment yang dibutuhkan sederhana, dan juga harga surfaktant yang sangat terjangkau membuat metode injeksi surfactant dengan capillary string ini merupakan metode yang tepat untuk digunakan. Kenaikan rate yang dihasilkan dari metode ini juga cukup menjanjikan. Masalah yang umum terjadi pada sumur dengan penginstallan capillary string ini adalah sumur yang memiliki pressure rendah, rate yang sudah critical dan fluid height yang tinggi tetap diinstall capillary string, untuk itu penulis menyarankan untuk memperhatikan kembali nilai ketinggian liquid loading, pressure reservoir, dan juga jenis reservoir agar kemungkinan kegagalan penginstallan capillary string dapat berkurang.
