Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir.

(1)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 1

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan

Mempertimbangkan Liquid loading

Oleh :

Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir. Pudjo Sukarno**

Sari

Lapangan gas kering PSF yang akan dikembangkan merupakan lapangan gas kering yang mempunyai aquifer. Langkah awal yang dilakukan dalam pengembangan adalah penentuan jumlah sumur produksi, penempatan lokasi sumur produksi, dan penentuan kedalaman perforasi untuk menghasilkan kumulatif produksi dengan faktor perolehan gas paling besar.

Salah satu dari optimasi produksi yang dilakukan adalah dengan memprediksi terjadinya liquid loading, mengingat fenomena ini dapat mengganggu produksi gas, sebagai akibat terakumulasinya fluida cair (air dan/atau condensate) di dasar sumur. Prediksi terjadinya liquid loading di lapangan gas PSF ini dilakukan dengan melakukan pemodelan terpadu sistem reservoir, sumur dan jaringan pipa dengan perangkat lunak yang disediakan oleh Schlumberger yaitu ECLIPSE (simulator reservoir), PIPESIM(simulator sumur dan jaringannya), dan FPT yang merupakan software penggabung ECLIPSE dan PIPESIM1.

Kata kunci : optimasi produksi, liquid loading, pemodelan terpadu, optimasi terpadu

Abstract

The PSF dry gas field which will be extent is a typically dry gas field with aquifer mechanism. First thing that commonly should be done in developing field is how to determine the production wells, the exact location of wells, and to estimate the depth of the most effective perforation which will give respectively maximum gas recovery factor.

One part of the production optimization schemes is predicting when the liquid loading happened. Remember that this phenomenon will cause some problems in gas production process, as the increasing accumulation of liquid (water or condensate) in the bottom of the well. The liquid loading prediction in PSF field is calculated by reservoir integrated modeling system, which wells and pipelines network are attached with software served by Schlumberger, called ECLIPSE as the reservoir simulator, PIPESIM as the well with-pipeline network simulator, and the last is FPT which combine ECLIPSE and PIPESIM1.

Keywords: production optimization, liquid loading, integrated modeling, integrated optimization

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

**) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung

I. PENDAHULUAN

Lapangan PSF adalah lapangan gas kering yang akan dikembangkan yang terdiri atas 555 akumulasi reservoir yang tidak saling terhubung yang secara struktur memiliki lingkungan pengendapan delta. Geologi Lapangan gas PSF sangat kompleks, lapangan tersebut memiliki lebih dari 500 akumulasi hidrokarbon, yang berada pada selang kedalaman antara 300 m sampai 4000 m di bawah laut. Lapisan hidrokarbon produktif terperangkap di channel-sand dan reservoir batupasir antara 500 m sampai 2900 m yang terendapkan di lingkungan deltaik fluvial pada umur Miosen. Secara vertikal, lapangan tersebut telah dikelompokkan pada Zona Dangkal antara kedalaman

300 sampai 1500 mSS, selanjutnya Zona Utlama antara 1500 sampai 3000 mSS, dan Zona Dalam di bawah 3000 mSS. Dalam pengembangan awal Lapangan PSF ini, zona yang akan dikembangkan adalah zona utama. Reservoir PSF memiliki edge water aquifer yang memberikan kontribusi terhadap pendorongan gas.

Dalam paper ini akan dijelaskan tentang rencana pengembangan awal Lapangan PSF dengan menentukan jumlah dan posisi sumur produksi yang menghasilkan kumulatif produksi paling maksimum. Optimasi selanjutnya yang dilakukan adalah dengan memprediksi kapan terjadinya liquid loading pada sumur-sumur produksi Lapangan PSF dengan merubah besarnya tekanan separator.

(2)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering

II. TEORI DASAR

Pada umumnya sumur gas akan memproduksi cairan baik berupa cairan hasil kondensasi maupun air dari interstitial matriks, atau aquifer awal produksi dimana tekanan reservoir masih tinggi, potensi sumur gas juga tinggi maka

gas dalam tubing mampu mengangkat f berbentuk butir cairan, sampai

Namun dengan turunnya tekanan reservoir kecepatan fasa gas akan berkurang, dan pada suatu kecepatan gas tertentu, ukuran butiran

besar tidak akan terangkat dan terbawa permukaan. Sebagai akibatnya cair terangkat tersebut akan terakumulasi

dan membentuk kolom cairan yang memberikan pressure ke lapisan produktif. Proses ini dapat dilihat pada Gambar 2.1. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa gas dan air terproduksikan bersama

pada tahap ini pola aliran berupa mist flow yaitu gas sebagai fasa dominan mengangkat cairan dalam bentuk butiran. Seiring dengan bertambahnya waktu, kolom air pada dasar sumur juga makin meningkat (b) dan pada saat tersebut fasa gas tida

saat mengalir ke permukaan. Gas dan air terproduksi bersama-sama membentuk pola aliran slug (c) hingga pada waktu tertentu dan akhirnya sumur akan mati (d) karena gas tidak mampu mengangkat cairan lagi.

Hal ini akan menyebabkan tekanan alir sumur meningkat dan menyebabkan

produksi gas. Selain itu, akumulasi cairan di dasar sumur dapat menyebabkan saturasi

sekitar lubang sumur meningkat

permeabilitas efektif gas akan berkurang dan menurunkan laju produksi gas. Fenomena ini disebut dengan liquid loading.

Gambar 2.1 Proses Terjadinya Liquid loading

Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading sumur gas akan memproduksi

hasil kondensasi gas , atau aquifer. Pada dimana tekanan reservoir masih tinggi, potensi sumur gas juga tinggi maka kecepatan fasa dalam tubing mampu mengangkat fasa cair yang ke permukaan. ekanan reservoir maka kecepatan fasa gas akan berkurang, dan pada suatu butiran cairan yang terbawa hingga ke Sebagai akibatnya cairan yang tidak terangkat tersebut akan terakumulasi di dasar sumur memberikan back Proses ini dapat dilihat Dari gambar tersebut dapat dilihat bersama-sama (a), pada tahap ini pola aliran berupa mist flow yaitu gas sebagai fasa dominan mengangkat cairan dalam bentuk butiran. Seiring dengan bertambahnya waktu, kolom air pada dasar sumur juga makin meningkat (b) dan pada saat tersebut fasa gas tidak lagi dominan saat mengalir ke permukaan. Gas dan air terproduksi sama membentuk pola aliran slug (c) hingga pada waktu tertentu dan akhirnya sumur akan mati (d) karena gas tidak mampu mengangkat cairan lagi.

menyebabkan tekanan alir dasar menyebabkan penurunan laju Selain itu, akumulasi cairan di dasar menyebabkan saturasi air/kondensat di meningkat sehingga permeabilitas efektif gas akan berkurang dan Fenomena ini disebut

Liquid loading2

Pada studi ini fenomena

diidentifikasi dengan menggunakan acuan kecepatan gas minimum yang telah dikembangkan Turner Nossier4, dimana butir cairan

kecepatan gas lebih besar dari

Turner merumuskan kecepatan gas minimum tidak terjadi liquid loading.

2 1 4 1

(

59 .

1

g g L t

V

ρ

σ

−

=

Dalam studi ini harga densitas dan permukaan yang sering digunakan ditunjukkan pada Tabel 1:

Tabel 1 Harga Parameter Turner

Air

σ = 60 dyne/cm T = 140oC=600

ρ = 62.4 lbm/ft Gas Gravity = 0,

Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka kecepatan terminal untuk air dan kondensat masing masing adalah: 2 1 4 1 , ) ( 425 . 4 g g L water g V

ρ

− =

Persamaan Nosier terbagi menjadi dua

yaitu untuk aliran gas transisi dan aliran gas turbulen seperti berikut ini:

134 . 0 35 . 0 , ( 508 . 0 L transisi g V

µ

ρ

σ

− = 25 . 0 ,

(

935 .

1

L turbulent g

V

ρ

σ

−

=

Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya liquid loading dihitung dengan persamaan (5

TZ AP V qg g 06 . 3 (min) =

Perkiraan terjadinya liquid loading

gas di lapangan memerlukan data laju produksi gas dan liquid yang dihasilkan oleh lapisan produktif yang kemudian mengalir ke dalam tubing. Laju produksi gas dari lapisan produktif dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator ECLIPSE sedangkan kecepatan aliran gas dalam tubing diperkirakan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator t harus dipadukan untuk dapat melakukan prediksi secara tepat.

2 Pada studi ini fenomena liquid loading

menggunakan acuan kecepatan yang telah dikembangkan Turner3 dan , dimana butir cairan akan terangkat jika lebih besar dari kecepatan terminal. kecepatan gas minimum supaya

4 1

)

g

(1)

arga densitas dan tegangan permukaan yang sering digunakan untuk butir air

Harga Parameter Turner = 60 dyne/cm

C=600oR = 62.4 lbm/ft3

= 0,82

Berdasarkan harga tegangan permukaan di atas maka terminal untuk air dan kondensat

(2) osier terbagi menjadi dua persamaan yaitu untuk aliran gas transisi dan aliran gas turbulen,

426 . 0 134 21 . 0 ) g g

ρ

−

₍₃₎

25 . 0 25 . 0

)

g g

ρ

−

(4)

Laju alir gas minimum untuk menghindari terjadinya

persamaan (5). (5) liquid loading pada sumur

data laju produksi gas yang dihasilkan oleh lapisan produktif yang kemudian mengalir ke dalam tubing. Laju produksi gas dari lapisan produktif dapat diperkirakan dengan menggunakan simulator an kecepatan aliran gas dalam tubing diperkirakan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Dengan demikian kedua simulator tersebut harus dipadukan untuk dapat melakukan prediksi

(3)

III. MODEL RESERVOIR, SUMUR, DAN

FASILITAS PERMUKAAN 3.1 Model Reservoir

Reservoir dimodelkan dengan menggunakan simulator black oil ECLIPSE. Reservoir dibagi dalam beberapa grid untuk arah x adalah 50, arah y adalah 113, dan arah z adalah 27 sehingga jumlah keseluruhan grid adalah 152550 sel. Pada arah x dan y satu grid mewakili 100 meter sedangkan pada arah z satu grid mewakili 5 meter. Jumlah sel yang aktif adalah 7061 sel.

Fluida reservoir adalah gas dan air. Gas Water Contact (GWC) terletak pada kedalaman 6950 ft. Harga porositas rata-rata reservoir adalah 0,23, harga permeabilitas arah x,y, dan z berturut-turut adalah 847 md, 847 md, dan 84,7 md. Besarnya Net to Gross (NTG) rata-rata dari setiap grid adalah 0,728. Transmisivity pada reservoir hampir seragam yaitu sekitar 30 cp rb/day/psi. Namun terdapat beberapa lokasi yang memiliki nilai transmisivity lebih tinggi hingga 230 cp rb/day/psi. Berdasarkan pemodelan dengan software ECLIPSE harga initial gas in place yang diperoleh dari hasil simulasi adalah 186 BSCF.

Persebaran saturasi gas pada Lapangan PSF ini tersebar merata dengan saturasi awal rata-rata sebesar 0,793. Secara vertikal, tidak semua layer pada reservoir berisi gas secara ekonomis. Layer yang berisi gas secara ekonomis adalah layer 1, 2, 19, dan 20. Nantinya pada layer-layer inilah perforasi dari sumur-sumur produksi dilakukan.

Aquifer pada Lapangan PSF ini merupakan edge water aquifer, dimana setiap sisi dari aquifer memiliki kekuatan (strength of aquifer) yang berbeda-beda. Kekuatan aquifer dilihat berdasarkan volume air dari setiap sisi aquifer.

Gambar 3.1 Persebaran saturasi gas Lapangan PSF

Gambar 3.2 Persebaran Porositas

Gambar 3.3 Persebaran Transmisivity

(4)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 4 Berikut adalah data PVT dari Lapangan PSF

yang digunakan dalam simulasi :

Tabel 3.1 Harga Parameter Fluida dan Batuan

Parameter Harga Satuan

Pr 3400 psi Bw 1,0356 rb /stb cw 1 x 10 -5 1 /psi µw 0,35 cp cf 3,2 x 10-6 1 /psi ρw 62,4 lb/ft3 SGgas 0,82

Gambar 3.4 Grafik Bg vs Tekanan

Gambar 3.5 Grafik µg vs Tekanan

Berikut adalah data permeabilitas relatif gas dan air yang digunakan pada model ini:

Tabel 3.2 Sw vs Krg dan Krw Sw Krg Krw 0,207 0,9 0 0,346 0,5435 0,0003 0,359 0,5241 0,0004 0,372 0,506 0,0005 0,397 0,4726 0,0006 0,421 0,4425 0,0009 0,465 0,3903 0,0015 0,496 0,3567 0,0022 0,795 0,1126 0,0828 0,938 0,027 0,4721 1 0 1 Gambar 3.6 Krg dan Krw vs Sw

3.1.1 Penentuan Jumlah Sumur dan Posisi Sumur

Setelah dilakukan simulasi dengan software ECLIPSE didapat posisi sumur-sumur yang menghasilkan kumulatif produksi gas paling maksimum selama 15 tahun. Dalam penentuan skenario diharapkan faktor perolehan dari keempat sumur selama 15 tahun minimal 70 persen. Berikut adalah posisi sumur-sumur produksi :

Tabel 3.3 Lokasi Sumur Produksi Sumur Posisi (x,y) Layer (z)

1 13,64 1,2,19,20 2 27,85 1,2,19,20 3 20,70 1,2,19,20 4 36,79 1,2,19,20 0 5 10 15 20 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 B g (S C F /S T B ) Tekanan (psi) 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 µ g ( cp ) Tekanan (psi) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 Sw Krg Krw

(5)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 5 Gambar 3.7 Lokasi Sumur Produksi

3.2 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan

Sumur dan jaringan perpipaan dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM. Model sumur adalah vertikal dengan kedalaman sumur 1 6621 ft, sumur 6457 ft, sumur 3 6321 ft, dan sumur 4 6546 ft. ID tubing sebesar 3,5 inch. Wall thickness tubing adalah 0,5 inch dan roughness 0,001. ID casing adalah 7 inch. ID flowline sebesar 3,5 inch dengan panjang sebesar 2000 ft dari setiap sumur ke manifold, dan 100 ft dari manifold ke separator.

Korelasi yang digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan sepanjang pada sumur adalah persamaan Gray untuk pipa vertikal/tubing dan persamaan Duns and Ros untuk pipa horizontal/flowline karena kedua persamaan tersebut berlaku untuk aliran multifasa.

Gambar 3.8 Jaringan Sumur Lapangan PSF

3.3 Field Planning Tool

Fenomena liquid loading tidak dapat diprediksi dengan software ECLIPSE karena sumur-sumur gas akan terus berproduksi dan tidak menunjukkan penurunan yang signifikan walaupun jumlah air yang ikut diproduksikan dalam jumlah yang besar. Pada software ECLIPSE tidak dapat digunakan kontrol tekanan dasar sumur dan laju produksi secara bersamaan. Jika hanya menggunakan model PIPESIM, diperlukan input data yang banyak dan berulang-ulang untuk melihat gejala liquid loading karena simulator tidak bisa menunjukkan penurunan tekanan reservoir terhadap waktu. Dengan program Field Planning Tools(FPT), dapat diintegrasikan kedua model reservoir dan model sumur beserta fasilitas permukaan.

IV. PERBANDINGAN PROFIL PRODUKSI

PADA BERBAGAI NILAI LAJU ALIR

Simulasi dilakukan dengan mengintegrasikan model ECLIPSE dan model PIPESIM melalui program FPT. Penentuan laju produksi gas merupakan parameter penting pada pengembangan awal lapangan gas. Dalam studi ini dilakukan simulasi terpadu pada laju alir total dari keempat sumur sebesar 25 MMSCFD, 50 MMSCFD, dan 75 MMSCFD. Tekanan separator yang digunakan dalam simulasi adalah sebesar 1000 psi. Nantinya akan dilakukan analisis pengaruh laju alir gas pada laju alir air. Untuk skenario pengembangan dipilih laju alir produksi yang dapat memberikan nilai kumulatif produksi gas paling tinggi selama plateau rate berlangsung berdasarkan hasil simulasi terpadu. Berikut adalah profil produksi pada berbagai nilai laju alir:

Gambar 4.1 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 25 MMSCFD 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 25 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air

(6)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 6 Gambar 4.2 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju

Alir Gas 25 MMSCFD

Gambar 4.3 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 50 MMSCFD

Gambar 4.4 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir Gas 50 MMSCFD

Gambar 4.5 Kumulatif Produksi vs Waktu pada Laju Alir Gas 75 MMSCFD

Gambar 4.6 Laju Produksi Total vs Waktu pada Laju Alir Gas 75 MMSCFD

Berdasarkan hasil simulasi terpadu tampak bahwa pada laju alir 25 MMSCFD plateau rate berlangsung selama 15,5 tahun. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama plateau rate berlangsung adalah sekitar 136.875 MMSCFD. Selama 20 tahun hanya 1 dumut produksi yang mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama 20 tahun adalah sekitar 170.000 MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan selama plateau time adalah 830.200 STB.

Saat Lapangan PDF diproduksi dengan laju produksi gas 50 MMSCFD plateau rate berlangsung selama 5,5 tahun. Dalam kurun waktu 11 tahun keempat sumur produksi telah mati. tampak bahwa Kumulatif produksi yang dihasilkan selama plateau rate adalah 103.875 MMSCFD. Selama 20 tahun kumulatif produksi gas adalah sekitar 147.500

0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000 200000 0 5 10 15 20 25 W p (S T B ) G p ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 0 10 20 30 40 50 60 0 5 10 15 20 25 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 5 10 15 20 25 W p ( S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0 5 10 15 20 25 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 5 10 15 20 25 W p (S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air

(7)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 7 MMSCFD. Kumulatif produksi air yang dihasilkan

selama plateau time adalah 570.000 STB.

Saat lapangan PDF diproduksi pada laju produksi 75 MMSCFD, plateau rate hanya terjadi selama 3,6 tahun. Dalam kurun waktu 7,5 tahun keempat sumur produksi telah mati. Kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah 75 MMSCFD adalah sebesar 99.375 MMSCFD. Dalam kurun waktu 15 tahun kumulatif produksi gas yang dihasilkan adalah 140.375 MMSCFD dan kumulatif produksi air yang dihasilkan adalah 150.000 STB.

Dari berbagai perbandingan profil produksi pada berbagai nilai laju alir gas, tampak bahwa pada rate yang rendah, plateau rate dapat berlangsung lebih lama. Liquid loading pun terjadi tidak secepat pada laju produksi dengan laju alir gas yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan pada produksi dengan laju alir yang lebih tinggi tekanan reservoir akan lebih cepat turun karena fluida formasi lebih banyak yang meninggalkan pori-pori batuan. Saat tekanan reservoir lebih rendah maka air akan lebih cepat mengisi pori-pori batuan, dan nantinya air pun akan lebih cepat terproduksi. Produksi dengan laju alir gas yang tinggi pun menyebabkan sumur-sumur produksi cepat mati.

Dengan pertimbangan plateau rate, plateau time, dan kumulatif produksi, maka produksi gas dengan laju alir 25 MMSCFD adalah skenario pengembangan terbaik karena menghasilkan kumulatif produksi yang paling besar dibandingkan pada laju produksi 50 MMSCFD dan 75 MMSCFD.

V. HASIL SIMULASI PADA BERBAGAI

NILAI TEKANAN SEPARATOR

Setelah menentukan laju produksi gas sebesar 25 MMSCFD, sensitivitas produksi dilakukan dengan mengubah tekanan kepala sumur melalui variasi tekanan separator. Nantinya akan dilihat bagaimana pengaruh tekanan separator terhadap produksi air dan gas. Tekanan separator yang disimulasikan adalah 600 psia, 800 psi, 1000 psi, 1000 psi, dan 1200 psi, dan 1600 psi. Gejala liquid loading dapat diidentifikasi melalui penurunan laju produksi gas, naiknya laju produksi air yang diikuti dengan kenaikan tekanan dasar sumur. Kenaikan tekanan kepala sumur disebabkan oleh adanya kolom hidrostatik air di dasar yang disebabkan oleh air yang yang tidak terangkat ke permukaan. Logika inilah yang akan digunakan untuk mencari laju minimum dan waktu mulai terlihatnya gejala liquid loading dari hasil running dengan berbagai nilai tekanan separator. Nantinya nilai laju produksi gas akan dibandingkan dengan nilai laju produksi gas berdasarkan persamaan Turner dan Nossier untuk

menentukan kapan terjadinya liquid loading pada sumur gas.

Dalam studi kali ini diharapkan plateau rate dari seluruh sumur produksi sebesar 25 MMSCFD dapat tercapai selama 15 tahun tanpa ada sumur produksi yang mati, nantinya akan dipilih skenario yang menghasilkan kumulatif produksi gas terbesar dan kumulatif produksi air terkecil.

Tekanan Separator 600 psi

Berdasarkan hasil simulasi, pada tekanan separator 600 psi, plateau rate hanya berlangsung selama 14,3 tahun. Laju produksi air meningkat secara signifikan mulai tahun ke 12, akibatnyabesarrnya tekanan dasar sumur ikut meningkat. Liquid loading terjadi pada tahun ke 14,3 pada sumur 2. Pada tahun ke 14,7 sumur 2 telah mati. Selama 15 tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah 135.400 MMSCF. Kumulatif produksi air selama 15 tahun adalah 1.550.000 STB.

Tabel 5.1 Laju Produksi Gas Tiap Sumur Pada Tekanan Separator 600 psi

Waktu Laju Produksi Gas (MMSCFD) (tahun) Sumur 1 Sumur 2 Sumur 3 Sumur 4

5 6,25 6,25 6,25 6,25 10 6,25 6,25 6,25 6,25 14,2 6,25 6,25 6,25 6,25 14,3 6,25 4,05 6,25 6,25 14,4 6,25 3,52 6,25 6,25 14,6 6,25 3,07 6,25 6,25 14,7 6,25 0 6,25 6,25 15,0 6,25 0 6,25 6,25

Gambar 5.1 Tekanan vs Waktu pada Sumur 1

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 21 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

(8)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 8 Gambar 5.2 Laju Alir Gas vs Waktu pada Sumur 1

Gambar 5.4 Laju Alir Gas vs Waktu pada Sumur 2

3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 21 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

(9)

Gambar 5.9 Laju Produksi Total vs Waktu

Gambar 5.10 Kumulatif Produksi vs Waktu

Berdasarkan hasil simulasi pada penggunaan tekanan separator sebesar 800 psi dihasilkan plateau rate hanya sebesar 25 MMSCFD hanya selama 14,7 tahun. Pada tahun ke 14,7 laju produksi gas yang dihasilkan hanya 24,53 MMSCFD. Laju produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator 800 psi relatif lebih rendah dibandingkan tekanan separator 600 psi. Liquid loading terjadi pada sumur 2 pada tahun ke 14,9 yang menghasilkan rate 2,8 MMSCFD, lebih rendah daripada laju produksi kritis Nossier yaitu 3,63 MMSCFD. Pada tekanan separator 800 psi, penurunan laju produksi gas disebabkan karena laju produksi air yang menigkat signifikan mulai tahun ke 12. Pada tekanan separator 800 psi, dalam kurun waktu 15 tahun, kumulatif produksi gas yang dihasilkan dari Lapangan PSF adalah sebesar 136.400 MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar 1.507.000 STB.

1 6,25 6,25 6,25 6,25 5 6,25 6,25 6,25 6,25 8 6,25 6,25 6,25 6,25 10 6,25 6,25 6,25 6,25 12 6,25 6,25 6,25 6,25 14,6 6,25 6,25 6,25 6,25 14,7 6,25 5,78 6,25 6,25 14,9 6,25 2,8 6,25 6,25 15,0 6,25 0 6,25 6,25

3 4 5 6 7 0 3 6 9 12 15 18 21 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 Waktu (tahun) Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Gas Air 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 0 5 10 15 20 W p ( S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

(10)

2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 21 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Nossier Turner 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

(11)

Pada produksi gas dengan tekanan separator 1000 psi, tidak menunjukkan gejala liquid loading. Dari keempat sumur tidak terjadi penurunan rate dalam kurun waktu 15 tahun. Kumulatif produksi gas pada tekanan separator 1000 psi selama 15 tahun adalah 136.875 MSCF dan kumulatif produksi air adalah 830.200 STB.

5 6,25 6,25 6,25 6,25

10 6,25 6,25 6,25 6,25

12 6,25 6,25 6,25 6,25

15 6,25 6,25 6,25 6,25

2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Nossier Turner 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 5 10 15 20 W p ( S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier

(12)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 12 Gambar 5.23 Tekanan vs Waktu pada Sumur 2

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 21 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Nossier Turner 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier

(13)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 13 Gambar 5.29 Laju Produksi Total vs Waktu

Pada produksi gas dengan tekanan separator 1200 psi, keempat sumur tidak menunjukkan terjadinya liquid loading. Semua sumur dapat berproduksi sebesar 6,25 MMSCF selama lima belas tahun. Kumulatif produksi gas selama lima belas tahun adalah 136.875 MMSCF dan kumulatif produksi air adalah 262.400 STB.

5 6,25 6,25 6,25 6,25

10 6,25 6,25 6,25 6,25

12 6,25 6,25 6,25 6,25

15 6,25 6,25 6,25 6,25

Gambar 5.31 Tekanan vs Waktu Pada Sumur 1

0 500 1000 1500 2000 2500 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 5 10 15 20 W p ( S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 21 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

(14)

Gambar 5.38 Laju alir Gas vs Waktu pada Sumur 4

0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 200 400 600 800 1000 1200 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Gas Air

(15)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 15 Gambar 5.40 Kumulatif Produksi vs Waktu

Berdasarkan hasil simulasi terpadu, dengan penggunaan tekanan separator 1600 psi, plateau rate berlangsung selama 13 tahun. Pada tekanan separator 1600 psi tidak terjadi fenomena liquid loading. Laju Produksi gas pada sumur 2 mulai menurun sejak tahun ke 13,1 karena besarnya tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur tidak terlalu berbeda jauh, sehingga drawdown tidak mampu menghasilkan produksi sebesar 6.25 MMSCFD. Sumur 2 mati pada tahun ke empat belas karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir, yang menyebabkan fluida formasi tidak mengalir dari reservoir ke sumur. Selama 15 tahun kumulatif gas yang dihasilkan adalah 133.600 MMSCF dan kumulatif produksi air adalah 66.810 STB.

Tabel 5.5 Laju Produksi Gas Tiap Sumur pada Tekanan Separator 1200 psi

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 0 5 10 15 20 W p (S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 P (p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 3 6 9 12 15 18 P (p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr

5 6,25 6,25 6,25 6,25 8 6,25 6,25 6,25 6,25 10 6,25 6,25 6,25 6,25 12 6,25 6,25 6,25 6,25 13 6,25 6,25 6,25 6,25 13,1 6,25 2,5 6,25 6,25 13,2 6,25 3,0 6,25 6,25 13,4 6,25 3,3 6,25 6,25 13,6 6,25 2,0 6,25 6,25 14,0 6,25 0 6,25 6,25 15,0 6,25 0 6,25 6,25

(16)

0 1 2 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 3 4 5 6 7 0 5 10 15 20 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 5 10 15 20 P ( p si ) Waktu (tahun) Pwf Pwh Pr 3 4 5 6 7 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) FPT Turner Nossier 0 100 200 300 400 500 600 700 0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 Q w ( S T B D ) Q g ( M M S C F D ) Waktu (tahun) Gas Air

(17)

Optimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid Loading 17 Gambar 5.50 Kumulatif Produksi vs Waktu

VI. ANALISIS HASIL SIMULASI TERPADU

Berdasarkan hasil simulasi terpadu pada berbagai nilai tekanan separator menunjukkan profil produksi yang berbeda-beda. Berikut adalah tabel perbandingan produksi pada berbagai nilai tekanan separator.

Tabel 6.1 Perbandingan Produksi pada Berbagai Nilai Tekanan Separator Psep (psi) Gp (MMSCF) Wp (STB) Plateau (tahun) Sumur yg Mati 600 135.400 1.550.000 14,3 Sumur 2 800 136.400 1.507.000 14,7 Sumur 2 1000 136.875 830.200 15 - 1200 136.875 262.400 15 - 1600 133.600 66.810 13 Sumur 2

Berdasarkan tabel diatas tampak bahwa lamanya plateau time pada berbagai tekanan operasi separator tidak sama. Perbedaan tekanan operasi separator menyebabkan perbedaan kumulatif produksi gas dan air. Pada tekanan separator 600 psi plateau rate hanya tercapai selama 14,3 tahun. Hal ini disebabkan karena meningkatnya laju produksi air, yang dapat meningkatkan besarnya tekanan dasar sumur dan menyebabkan sumur mati. Kumulatif produksi air yang dihasilkan pada tekanan separator 600 psi pun paling tinggi yaitu 1.550.000 STB.

Pada tekanan separator 1600 psi, plateau rate hanya tercapai selama 13 tahun. Pada tahun ke 13, sumur 2 telah mati. Hal ini disebabkan karena tekanan reservoir yang besarnya sudah dibawah tekanan dasar sumur terjadi mulai tahun ketiga belas sehingga sumur mati. Dapat dikatakan penggunaan tekanan operasi separator sebesar 1600 psi terlalu besar untuk kurun waktu 15 tahun.

Dari tabel diatas dapat dilihat bahwa hanya dengan penggunaan tekanan separator sebesar 1000 psi dan 1200 psi yang mampu mempertahankan

plateau rate sebessar 25 MMSCF selama 15 tahun, sehingga kontrak gas dapat terpenuhi. Namun penggunaan tekanan separator 1200 psi dipilih menjadi skenario pengembangan terbaik, karena produksi air yang relatif lebih sedikit dibandingkan tekanan separator 1000 psi. Pada tekanan separator 1200 psi kumulatif produksi gas yang dihasilkan selama lima belas tahun adalah sebesar 136.875 MMSCF dan kumulatif produksi air sebesar 262.400 STB.

Dari keempat sumur produksi, sumur 2 merupakan satu-satunya sumur yang mati dalam kurun waktu 15 tahun. Hal ini disebabkan karena letak sumur 2 yang dekat dengan sisi aquifer kuat, yang memiliki jumlah air cukup besar, sehingga air cepat terproduksi pada sumur tersebut dan lama-lama menyebabkan sumur mati.

VII. KESIMPULAN DAN SARAN 7.1 Kesimpulan

1. Dalam studi ini semakin tinggi laju produksi gas, liquid loading lebih cepat terjadi.

2. Dalam studi ini pada laju alir 25 MMSCFD, liquid loading terjadi pada tekanan separator 600 psi, pada tahun ke 14,3 dan pada tekanan separator 800 psi pada tahun ke 14,9.

3. Sumur 2 merupakan satu-satunya sumur yang mengalami liquid loading, karena letaknya yang dekat dengat aquifer kuat

4. Pada Tekanan 1600 psi, tidak terjadi fenomena liquid loading namun sumur 2 mati karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan reservoir.

5. Dalam studi ini persamaan Nossier lebih baik digunakan dalam prediksi liquid loading, dibanding persamaan Turner.

6. Skenario terbaik dalam pengembangan lapangan PSF adalah melakukan produksi sumur gas dengan laju produksi sebesar 25 MMSCFD tekanan separator 1200 psi yang menghasilkan kumulatif produksi 136.875 MMSCF (terbesar), kumulatif produksi air 262.400 STB (terkecil), dan plateau dapat tercapai selama 15 tahun.

7.2 Saran

1. Pengaruh lokasi surface facilities dan yang terkait dengan panjang flowline serta kompleksitas dari jaringan perlu dipertimbangkan untuk melihat pengaruh liquid loading terhadap sumur.

2. Dalam hal reservoir gas mempunyai potensi menghasilkan kondensat maka simulasi reservoir, sumur, dan fasilitas permukaan berdasarkan komposisi. 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 0 5 10 15 20 W p ( S T B ) G p ( M M S C F ) Waktu (tahun) Gas Air

(18)

VIII. DAFTAR SIMBOL

Bg = gas formation volume factor, SCF /STB

Bw = water formation volume factor, RB/STB

Gp = kumulatif produksi gas, MMSCFD

ID = diameter dalam pipa, inches krg = permeabilitas relatif gas, fraksi

krw = permeabilitas relatif air, fraksi

NRE = Reynold Number

Pwh = tekanan kepala sumur, psi

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi

Pr = tekanan reservoir,psi

Qgas = laju gas, mmscfd

Sg = saturasi gas, fraksi

Sw = saturasi air, fraksi

Ф = porositas, fraksi T = temperature, oR

vcrit-T = kecepatan kritis gas Turner

Vg = kecepatan alir gas, ft/s

Vt = kecepatan terminal, ft/s

WP = kumulatif produksi air, STB

σ = tegangan permukaan antara gas dengan liquid, dyne/cm

ρg = densitas gas, lbf/ft 3

ρw = densitas air, lbf/ft3

µg = viskositas gas, cp

IGIP = Initial Gas In Place GWC = Gas Water Contact

IX. DAFTAR PUSTAKA

1. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.

2. Neves, T. R. et al. : “Elimination of Liquid loading in Low-Productivity Gas Well”, SPE Production, March, 1989.

3. Turner, R.G. et al. :”Analysis and Prediction of Minimum Flowrate for Continuous Removal of Liquid From Gas Wells”, SPE Production Engineering, November, 1969.

4. Nossier, M.A.et al. :”A New Approach for Accurate Prediction of Loading in Gas Well Under Different Flowing Conditions”, SPE Production & Facilities, November, 2000. 5. Brown, Kermit E. The Technology of Artificial

Lift Methods Volume 4.1984. PennWell Books: Tulsa

6. Beggs, H. Dale. Production OptimizationUsing NODALTM Analysis. 1999. OGCI Publications: Tulsa

7. McCain, William D. The Properties Of Petroleum Fluids Second Edition. 1990. PennWell Books: Tulsa

8. Khatima, Husnul. Penentuan Laju Alir Gas Minimum Dan Instalasi Plunger Lift Untuk Mengatasi Liquid loading. 2003. Tugas Akhir.