bab i-v(1)

BAB I PENDAHULUAN Tahapan tahapan dalam memproduksikan minyak dari reservoir dimulai dengan proses perolehan primer, perolehan sekunder, dan perolehan tersier. Proses primer memanfaatkan energi alami reservoir dan menambahkan artificial lift (baik ESP, Sucker Rod Pump,Gas Lift) atau dengan metode lain) untuk memproduksi minyak. Proses secara sekunder dengan menginjeksikan fluida tak tercampur seperti air atau gas baik untuk mendesak minyak agar bisa naik ke permukaan atau bisa disebut juga pressure maintenance. Dan untuk proses yang terakhir adalah proses tersier dengan cara menginjeksikan fluida tercampur untuk memaksimalkan perolehan minyak atau yang lazim disebut metode Enhanced Oil Recovery (EOR) Electric Submersible Pump (ESP) adalah salah satu metode pengangkatan buatan yang sangat sering digunakan di dalam dunia perminyakan. Semenjak di perkenalkan pada tahun 1930, penggunaan metode ini telah berkembang dengan pesat di dalam industri perminyakan internasional. Hal ini disebabkan oleh banyaknya keunggulan yang dimiliki metode ini, seperti proses desainnya yang sederhana, bisa dipakai pada sumur dengan berbagai laju produksi dan temperatur, dan lain-lain. Studi ini menekankan pada pemodelan reservoir heterogen, fluida berupa black oil model dengan jenis heavy oil and gas dan batuan berupa consolidated sandstone sehingga asumsinya tidak ada masalah kepasiran selama proses produksi fluida ke permukaan. Reservoir ini mempunyai Original Oil In Place (OOIP) sebesar 28.648.828 STB, dimana data ini didapat dari Simulasi Petrell, yang dijadikan acuan perhitungan Recovery Factor perolehan minyak. Reservoir diproduksikan secara natural kemudian diikuti dengan penggunaan peralatan bantu atau artificial lift dengan Optimasi ESP yang berfungsi untuk memaksimalkan dan mengoptimalkan perolehan minyak dari reservoir pada lapangan terintegrasi.

1

I.1 Latar Belakang Masalah Dalam studi ini penulis akan mencoba melakukan analisa optimasi produksi minyak secara natural dalam jangka waktu tertentu sampai produksi minyak dianggap tidak mampu mengalir dan kemudian diikuti dengan penggunaan ESP (Electic Submersible Pump) untuk memperoleh produksi optimal dari suatu lapangan terintegrasi. Hasil dari analisa ini adalah untuk mengetahui apakah sebuah sumur bisa diproduksikan secara optimal dengan menggunakan ESP sebagai artificial lift dengan mempertimbangkan kemiringan, heterogenitas, sifat-sifat petrofisik, mekanisme pendorong reservoir, saturasi minyak sisa, dan hal hal lain yang ikut diperhatikan dalam studi ini. Dalam upaya peningkatan pengurasan cadangan yang dinilai masih cukup besar tersebut perlu dilakukan studi penerapan metode pengurasan lebih lanjut, dalam hal ini metoda optimasi penggunaan ESP sebagai pertimbangan layak atau tidaknya usaha ini dilakukan . I.2 Tujuan Penelitian Berdasarkan latar belakang masalah di atas dalam tesis ini dilakukan studi dan analisa tentang optimasi produksi untuk tujuan sebagai berikut :1. Memproduksikan reservoir secara natural flowing sampai batas waktu tertentu

dan kemudian diganti dengan penggunaan artificial lift yang sesuai.2. Memilih jenis ESP yang beroperasi dalam selang waktu yang panjang pada

kisaran laju produksi optimum sesuai dengan kemampuan reservoir serta memenuhi persyaratan operasi ESP.3. Menghitung peningkatan Recovery Factor perolehan minyak dan menentukan

jangka waktu operasi untuk pompa ESP yang dipilih.

I.3

Batasan Masalah Dalam penelitian ini digunakan pemodelan produksi terpadu mulai dari

reservoir sampai ke separator. Model merupakan model reservoir dengan 4 sumur

2

berproduksi dari reservoir dan fluida reservoir yang diproduksikan sampai ke separator. Dalam model ini reservoir merupakan reservoir minyak heterogen yang mempunyai aquifer di bawahnya, tekanan buble point sebesar 1800 psi sehingga gas juga ikut terproduksi. Reservoir akan diproduksikan secara natural sampai dengan rentang waktu operasi tertentu dan kemudian dilanjutkan dengan pemasangan ESP sesuai dengan spesifikasi yang hanya berdasarkan panjangnya rentang waktu operasi dan perolehan minyak terbanyak. Reservoir minyak merupakan reservoir consolidated sandstone sehingga tidak terjadi masalah produksi pasir, sehingga ESP bisa ditempatkan didekat puncak formasi. Pemilihan ESP disesuaikan dengan spesifikasi yang sesuai dengan kondisi di lapangan. Pasokan daya listrik dianggap normal selama ESP beroperasi, sehingga kerusakan mekanik diluar pompa tidak diperhitungkan pada penelitian ini.

I.4

Metodologi Penelitian Penelitian diawali dengan membangun model sistem sumur yang terpadu

mulai dari pemodelan reservoir, sumur, flowline, dan separator. Pemodelan reservoir dilakukan dengan menggunakan Simulator Petrell dan Eclipse dengan menggunakan batasan-batasan tertentu. Selanjutnya dibuat model fasilitas produksi dengan menggunakan Simulator Pipesim yang terdiri dari sumur dengan tubing, flowline, dan separator. Model reservoir dan model fasilitas produksi diintegrasikan dengan menggunakan Simulator FPT (Field Planning Tool). Skenario awal reservoir akan diproduksikan secara natural sampai jangka waktu tertentu sampai dianggap tidak mampu berproduksi, kemudian dilakukan pemasangan ESP agar sumur dapat diproduksikan pada laju produksi tertentu. Simulasi ini dilakukan untuk beberapa jenis ESP dengan kapasitas produksi yang berbeda-beda, dengan menggunakan FPT. Berdasarkan pada laju produksi tersebut ditentukan selang waktu produksi dimana laju produksi sumur sesuai dengan laju produksi optimum ESP. Simulasi ini dilakukan untuk berbagai tipe pompa yang menghasilkan selang waktu tertentu dengan produksi terbanyak.

3

I.5

Sistematika Penulisan Untuk lebih memudahkan memahami tesis ini, maka penulis mencoba

menyampaikan tesis ini secara sistematis. Adapun sistematika penulisan tesis ini adalah sebagai berikut: Bab I Pada bagian ini dijelaskan mengenai latar belakang masalah, tujuan penulisan, batasan masalah, metodologi penelitian dan sistematika penulisan tesis ini. Bab II Pada bagian ini dijelaskan mengenai pembuatan model reservoir, teori dasar produktivitas formasi, pembuatan model fasilitas produksi untuk menghubungkan keduanya (reservoir dan fasilitas permukaan), prosedur umum penelitian, dan langkah-langkah optimasi sumur ESP. Bab III Pada bagian ini dilakukan simulasi produksi dengan ESP untuk menentukan selang waktu operasi tertentu dan menentukan waktu kontrak. Bab IV Pada bagian ini dijelaskan kesimpulan dan saran usulan penelitian ke depan dari seluruh analisis hasil studi yang telah dilakukan oleh penulis.

4

BAB II PEMODELAN TERPADU PADA LAPANGAN TERINTEGRASI

Pemodelan terpadu merupakan gabungan dari reservoir dan model fasilitas produksi di permukaan. Pada tesis ini reservoir dimodelkan dengan menggunakan Simulator PETREL dan ECLIPSE, sedangkan fasilitas produksi yang mencakup sumur produksi hingga ke separator dimodelkan dengan menggunakan simulator PIPESIM dan dan diintegrasikan dengan FPT (Field Planing Tools). II.1 Pemodelan Reservoir Dengan Simulator PETREL Reservoir dimodelkan dengan menggunakan data konseptual dimana sifat fisik batuan reservoir heterogen, terdapat aquifer yang terletak di bawah reservoir dan sumur produksi sebanyak 4 buah. Reservoir dianggap multi fasa sebagai black oil and gas dengan tekanan buble point sebesar 1800 psi. Gambar II.1 memperlihatkan geometri model reservoir.

5

Gambar II.1 Geometri Reservoir Berbentuk Cartesian

6

Gambar II.2 Reservoir dan Komplesinya Data pada Simulator PETREL adalah data fluida reservoir (PVT) dan data sifat fisik batuan reservoir. Data sifat fisik fluida (minyak dan air) reservoir meliputi formation volume factor (Bo), viskositas (o), dan kelarutan gas dalam minyak (Rs). Sedangkan data sifat fisik batuan reservoir meliputi data saturasi dan permeabilitas relatif air-minyak, porositas, dan permeabilitas batuan. Model reservoir diproduksi melalui empat (4) sumur produksi pada laju produksi yang konstan untuk periode produksi tertentu. Parameter penting hasil simulasi reservoir antara lain tekanan reservoir (Pws), tekanan alir dasar sumur (Pwf), watercut, dan Productivity Index (PI). Keempat parameter tersebut akan menjadi data penting sebagai input model fasilitas permukaan (PIPESIM).

Di bawah ini diperlihatkan data yang digunakan untuk pemodelan reservoir pada penelitian ini. Tabel II.1 menunjukkan data geometri reservoir, Tabel II.2 menunjukkan data reservoir, Tabel II.3 menunjukkan data sifat fisik fluida, Tabel II.4 menunjukkan data permeabilitas relatif air dan minyak, dan Tabel III.5 menunjukan nilai porositas dan Permeabilitas batuan. Kelakuan permeabilitas air dan minyak ditunjukkan pada Gambar II.2 Tabel II.1 Data Geometri Reservoir Jenis Bentuk reservoir Dimensi Ukuran grid x,y (feet) Ukuran grid z (feet) Ketebalan reservoir (feet) Luas reservoir (acre) Ukuran Cartesian 80x80x8 2500 10 80 734

7

Puncak lapisan reservoir (feet)

5000

Tabel II.2 Data Reservoir Pr (psi) Pb (psi) Tr (oF) WOC (feet) 2300 1800 170 5070

Tabel II.3 Data Formation Volume Factor (Bo) dan viskositas (o) Rs (MSCF/STB) P (Psi)1217 1413 1608 1804 2000 2196 2392

Bo (Rs/STB)1.1109 1.1080 1.1058 1.1041 1.1028 1.1017 1.1007 1.0999 1.0992 1.0986 1.0981 1.0977 1.0973 1.0969 1.0966 1.1468 1.1441 1.1419

Visc (Cp)2.4363 2.4825 2.5363 2.5972 2.6647 2.7383 2.8178 2.9030 2.9935 3.0892 3.1900 3.2957 3.4061 3.5211 3.6406 1.89 1.9255 1.9653

0.1698

2587 2783 2979 3175 3371 3566 3762 3958

0.2569

1717 1913 2108

8

2304 2500 2696 2892 3087 3283 3479 3675 3871 4066 4262 4458

1.1401 1.1385 1.1372 1.1361 1.1351 1.1342 1.1335 1.1328 1.1322 1.1316 1.1311 1.1306

2.0091 2.0566 2.1076 2.1621 2.2197 2.2805 2.3442 2.4108 2.4801 2.552 2.6265 2.7035

Tabel II.4 Data Permeabilitas Relatif Air Minyak Sw 0.200 0.220 0.293 0.365 0.438 0.510 0.583 0.655 0.728 0.800 1.000 Krw 0.000 0.000 0.000 0.003 0.016 0.050 0.122 0.253 0.469 0.800 1.000 Kro 0.900 0.813 0.545 0.343 0.199 0.102 0.043 0.013 0.002 0.000 0.000

9

Gambar II.3 Permeabilitas Relatif Air Minyak

Tabel II.5 Data Permeabilitas Relatif Gas Minyak SG 0.000 0.050 0.119 0.188 0.256 0.325 0.394 0.463 0.531 0.600 0.800 Krg 0.000 0.000 0.000 0.000 0.002 0.013 0.048 0.142 0.359 0.800 0.900 Kro 0.900 0.693 0.464 0.293 0.169 0.087 0.037 0.011 0.001 0.000 0.000

10

Gambar II.4 Permeabilitas Relatif Gas Minyak

Tabel II.6 Porositas dan Permeabilitas Batuan Parameter Porositas (%) Permeabilitas XY Permeabilitas Z Value 22 157 15,7

II.2

Teori Dasar Produktivitas Formasi Produktivitas formasi adalah kemampuan suatu formasi untuk

memproduksikan fluida yang aa didalam reservoir pada kondisi tekanan tertentu. Pada umumnya sumur-sumur baru mempunyai tenaga pendorong alami yang mampu mengalirkan fluida hidrokarbon dari reservoar ke permukaan. Seiring berjalannya waktu reservoir berproduksi, kemampuan dari formasi untuk mengalirkan fluida tersebut akan mengalami penurunan, yang besarnya sangat tergantung pada penurunan tekanan yang ada di reservoir. Parameter-parameter yang menyatakan nilai dari sebuah produktivitas formasi adalah index produktivitas (PI) dan Inflow Performance Relationship (IPR). 11

II.2.1. Indeks Produktivitas Indeks produktivitas (PI) merupakan indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi pada suatu beda tekanan tertentu atau merupakan perbandingan antara laju produksi yang dihasilkan formasi produktif pada saat drawdown test yang merupakan beda tekanan dasar sumur saat kondisi statis (Ps) dan saat terjadi aliran (Pwf). PI ini bias dituliskan dalam bentuk persamaan :PI = J = q STB/Day/Psi..........................................................................(2-1) (Ps Pwf )

Keterangan : q Ps Pwf = = = Laju alir fluida, STB/hari Tekanan static reservoar, psi Tekanan alir dasar sumur, psi

Jarang sekali ada fluida formasi dengan satu fasa, bila tekanan reservoar ini nilainya dibawah tekanan bubble point minyak, dimana gas yang semula terlarut akan terbebaskan dan membuat fluida menjadi dua fasa. Menurut Muskat, bentuk IPR pada kondisi tersebut melengkung, sehingga PI menjadi suatu perbandingan antara perubahan laju produksi dq dengan perubahan tekanan alir dasar sumur, dPwf. PI = dq ..............................................................................................(2-2) dPwf

II.2.2. Inflow Performance Relationship (IPR) Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) didefinisikan sebagai kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida ke lubang sumur sehingga dapat diproduksikan ke permukaan baik secara natural (dengan sembur alami) maupun dengan penambahan artificial lift atau sistem pengangkatan buatan pada reservoir dengan tekanan tertentu. II.2.3 Kurva IPR Satu Fasa Persamaan aliran fluida dalam media berpori untuk kondisi aliran radial dalam satuan lapangan berbentuk:

12

q O = 0,007082

k o h ( Pe Pwf ) ..............................................................(2-3) o BO ln ( re / rw)

Keterangan : q qo h k o Bo Pwf Pe re rw = Laju aliran fluida, bbl/hari = Laju aliran fluida dipermukaan, STB/hari = Ketebalan lapisan, ft = Permeabilitas batuan, md = Viscositas minyak, cp = Faktor volume formasi minyak, bbl/STB = Tekanan alir dasar sumur, psi = Tekanan formasi pada jarak re, psi = Jari-jari pengurasan sumur, ft = Jari-jari sumur, ft

II.2.4 Kurva IPR Dua Fasa Untuk membuat persamaan kurva IPR dua fasa, vogel mengembangkan persamaan hasil regresi yang sederhana dan mudah pemakaiannya, yaitu :2

qt qt ,maxKeterangan : qt qtmax Pwf Pr Qo Qo max

Pwf = 1 0,2 P r

P 0,8 wf P r

..........................................................(2-4)

= rate produksi pada Pwf tertentu, BOPD = rate produksi maksimum pada Pwf = 0, BOPD = tekanan alir dasar sumur, psi = tekanan reservoir, psi = laju produksi minyak, STB/D = laju prodiksi minyak maksimum, STB/D

II.3 Pemodelan untuk Fasilitas Produksi dengan Simulator PIPESIM PIPESIM adalah simulator yang digunakan untuk memodelkan suatu sistem sumur produksi mulai dari dasar sumur, sistem pemipaan di permukaan sampai dengan separator. Simulator ini dapat menghitung profil temperatur dan tekanan

13

dari titik ke titik sepanjang pipa mulai dari sumur sampai separator. Dalam simulator ini tersedia berbagai korelasi perhitungan kehilangan tekanan aliran dalam sistem sumur baik untuk aliran fluida satu fasa maupun dua fasa. Fluida reservoir dimodelkan sebagai black oil dengan menggunakan korelasi sifat fisik fluida reservoir yang tersedia dalam simulator PIPESIM. Data yang harus disediakan meliputi Watercut, GOR, Spesific Gravity gas, minyak, dan air, yang akan digunakan untuk memperkirakan sifat-sifat fisik minyak, gas dan air. Gambar III.5 adalah contoh format masukan data fluida reservoir pada Simulator PIPESIM.

Gambar II.5 Input Untuk Sifat Fisik pada Black Oil Pemodelan sistem sumur dengan pengangkatan buatan, dalam hal ini ESP, dapat dilakukan dengan menggunakan Simulator PIPESIM, dimana kelakuan produksi sumur dengan ESP terhadap waktu dapat diperkirakan. Perubahan kelakuan produksi sistem sumur dengan ESP yang dipengaruhi oleh perubahan tekanan reservoir, peningkatan watercut, penurunan GOR, letak kedalaman pompa, jenis dan ukuran pompa, jumlah stage pompa dapat disimulasikan. Untuk dapat mengetahui kelakukan produksi sistem sumur tersebut data tentang spesifikasi ESP 14

perlu dimasukan. Gambar II.6 memperlihatkan data yang dimasukkan dalam merancang ESP yang akan digunakan.

Gambar II.6 Input Untuk Desain ESP Jaringan pipa antara kepala sumur sampai ke separator dapat dimodelkan dengan menggunakan Simulator PIPESIM mulai dari kepala sumur, sampai ke separator. Branch merepresentasikan panjang pipa yang menghubungkan dua fasilitas di permukaan antara wellhead dengan separator. Pada branch dapat dimasukkan peralatan-peralatan proses seperti separator. Gambar II.7 menunjukkan jaringan pipa dari kepala sumur sampai ke separator. Variabel tekanan yang merepresentasikan kelakuan produksi sistem sumur dalam hal ini adalah tekanan yang ditunjukkan dengan notasi Q sebagai tekanan pada well adalah tekanan reservoir dan tekanan di separator. Sink pada separator menunjukkan ujung akhir dari jaringan pipa. Dalam pemodelan jaringan pipa ini dianggap bahwa kedudukan pipa horisontal dengan panjang flowline 1000 feet dan diameter 3 inch. Tekanan pada sumur sebesar 2300 psi pada kedalaman 5000 feet dimana fluida produksi dialirkan melalui tubing 3 inch, dan tekanan di separator (sink) sebesar 200 psi. Untuk mengetahui kemampuan sumur maka dilakukan nodal system analysis dengan tekanan pada kepala sumur sebesar 210 psi.

15

Gambar II.7 Sistem Sumur Produksi Pada Lapangan Terintegrasi II.4 Prosedur Umum Penelitian untuk Optimasi Produksi Dengan ESP FPT (Field Planning Tool) merupakan interface yang memadukan antara model reservoir dengan model fasilitas permukaan (Simulator PIPESIM). Dengan menggunakan FPT dapat dihasilkan kelakuan laju produksi setiap hari, kumulatif produksi selama rentang waktu penggunaan ESP. Dalam hal ini laju produksi yang ditetapkan sesuai dengan laju produksi optimum yang sesuai dengan spesifikasi ESP yaitu pada suatu laju produksi yang konstan. Dengan menggunakan FPT maka dapat ditentukan spesifikasi pompa yang dapat memberikan rentang waktu operasi ESP yang panjang.

16

Dalam penelitian ini akan dipilih spesifikasi ESP yang dapat beroperasi dalam rentang waktu paling panjang, dengan menggunakan prosedur : A. Pengembangan model terpadu1. Pembuatan model reservoir dengan Simulator PETREL dan ECLIPSE

2.

Pembuatan model sistem sumur dengan ESP dan fasilitas permukaan dengan menggunakan Simulator PIPESIM

3. Penggabungan model reservoir dan model fasilitas permukaan dengan

menggunakan Field Planing Tool (FPT)B. Produksi Secara Natural flowing

1. Persiapan data dan scenario 2. Produksi dilakukan dengan beberapa scenario dengan laju produksi berdasarkan asumsi IPR awal dari hasil welltest.C. Optimasi produksi sumur ESP

1. 2.

Persiapan data/skenario masalah Penentuan spesifikasi ESP dengan rentang waktu kerja paling lama

II.5 Langkah-Langkah Optimasi Sumur Pada Lapangan Terintegrasi Berikut ini adalah langkah-langkah yang dilakukan untuk menentukan optimasi produksi untuk dapat menghasilkan kumulatif produksi terbanyak dengan rentang waktu operasi tertentu adalah sebagai berikut :1.

Pembuatan model reservoir pada simulator Petrel 2008.1, dengan

memasukkan data - data yang diperlukan.2.

Dipilih beberapa parameter yang merupakan input untuk Simulator

PIPESIM. Parameter tersebut adalah tekanan reservoir, kedalaman sumur, watercut, dan indeks produktivitas. 17

3.

Dengan menggunakan Simulator PIPESIM dipilih spesifikasi ESP

sedemikian rupa sehingga anulus antara motor yang digunakan dengan casing dapat dilalui oleh fluida reservoir dengan kecepatan minimum 1 feet/detik. 4. Berdasarkan pada fasilitas permukaan yang tersedia dan sudah

dimodelkan dalam Simulator PIPESIM, model dari langkah tiga dengan model fasilitas permukaan diintegrasikan dengan menggunakan FPT.5.

Model terpadu (langkah 4) dirun pada laju produksi tetap yang

sesuai dengan kisaran laju produksi ESP yang optimum. Spesifikasi ESP tersebut berlaku sampai terjadi penurunan laju produksi. 6. berbeda.7.

Ulangi langkah satu sampai lima untuk spesifikasi ESP yang

ESP yang dipilih adalah yang dapat memberikan rentang waktu

operasi paling panjang.

Start

Pembuatan Model Reservoir Membuat fasilitas model permukaan (network modeling) dengan Pipesim

Memproduksikan sumur secara naturally flowing secara terintegrasi dengan FPT (Field Planning Tool)

Memilih Spesifikasi ESP yang sesuai dengan simulator Pipesim

Memproduksikan sumur dengan ESP secara terintegrasi dengan FPT

Mendapatkan kumulatif produksi minyak 18 Finish

Gambar II.8 Flowchart Optimasi Produksi Pada Sistem Lapangan Terpadu

BAB III OPTIMASI PRODUKSI SUMUR DENGAN MENGGUNAKAN ESP PADA LAPANGAN TERINTEGRASIPenelitian ini dimulai dari pemodelan reservoir (dengan simulasi Petrel dan Eclipse) hingga pemodelan fasilitas produksi di permukaan (simulasi Pipesim), kedua model tersebut diintegrasikan dengan menggunakan FPT (Field Planing Tools). Gambaran skema sistem terpadu dari reservoir hingga ke separator ditunjukkan oleh gambar III.1.

Gambar III.1 Skema Optimasi Produksi Terpadu

19

Berikut ini adalah data gambar dari IPR awal yang diperoleh dari data welltest pada simulasi Petrel dan Eclipse dan Tabel Produksi kumulatif secara Natural Flow dengan menggunakan integrasi FPT pada masing masing sumur.

Tabel III.1 Data Hasil Welltest Pada Masing-Masing Sumur DATA Q welltest (STB/D) Pwf (Psi) Pws (Psi) Qmax (STB/D) Q 40% dari QMax (STB/D) Q 50% dari QMax (STB/D) Q 60% dari QMax (STB/D) SUMUR P2 P3 2000 2000 929 943 2279 2279 2546 2563 1016 1023 1270 1279 1524 1535

P1 2000 909 2280 2522 1007 1258 1510

P4 2000 961 2278 2586 1032 1290 1549

20

Gambar III.2 IPR Awal Masing Masing Sumur Pada penelitian ini model reservoir dirun selama 5 tahun pada laju alir setiap sumur sebesar kurang lebih 1000 STB/hari (40 % dari IPR awal), 1200 STB/hari (50 % dari IPR awal) dan 1500 STB/hari (60 % dari IPR awal) dengan kedalaman perforasi 5010-5030 feet. Dibawah ini adalah data hasil run dengan FPT untuk laju alir pada tiap skenario produksi.

Tabel III.2 Produksi Kumulatif Minyak untuk Q sebesar 40 % dari IPR LAJU PRODUKSI (STB/DAY) 1007 1016 1023 1032 RENTANG WAKTU OPERASI (HARI) 762 762 762 762 PRODUKSI MINYAK KUMULATIF (STB) 303,800 300,200 283,300 306,700 1,194,000

SUMUR 1 2 3 4

TOTAL KUMULATIF PRODUKSI

Tabel III.3 Produksi Kumulatif Minyak untuk Q sebesar 50 % dari IPR LAJU PRODUKSI (STB/DAY) 1258 1270 1279 1290 RENTANG WAKTU OPERASI (HARI) 762 762 762 762 PRODUKSI MINYAK KUMULATIF (STB) 303,600 295,500 274,400 305,500 1,179,000

SUMUR 1 2 3 4


Tabel III.4 Produksi Kumulatif Minyak untuk Q sebesar 60 % dari IPR LAJU PRODUKSI (STB/DAY) 1510 RENTANG WAKTU OPERASI (HARI) 642 PRODUKSI MINYAK KUMULATIF (STB) 284100

SUMUR 1

21

2 3 4

1524 1535 1549

642 642 642

276400 259100 291700 1,111,300


Dari hasil produksi kumulatif diatas untuk natural flow maka akan didapat hasil terbesar pada laju produksi sebesar 40 % dari IPR awal untuk rentang waktu 762 hari, maka dari itu data inilah yang akan digunakan untuk membuat skenario selanjutnya. Pengembangan model sumur dan fasilitas permukaan dengan menggunakan Simulator PIPESIM berdasarkan konfigurasi pipa dan lokasi separator yang diketahui. Selanjutnya dirancang model sumur fasilitas permukaan dan dilakukan perhitungan analisa sistem nodal dengan menggunakan Simulator PIPESIM. Kemampuan sumur untuk memperoduksikan fluida ke permukaan dapat dilihat dengan membuat kurva inflow dan outflow dengan menggunakan Simulator PIPESIM. Data dan Gambar dibawah memperlihatkan nodal system analysis kedalaman perforasi 5020 feet tanpa pemasangan ESP. Tabel dibawah ini adalah data pada saat sumur tidak mampu lagi mengalirkan fluida ke permukaan. Tabel III.5 Data Sumur Tanpa Pemasangan ESP DATA Tekanan Reservoir (Psi) Water Cut (%) PI (STB/Psi/D) GOR (SCF/STB) Perforasi (ft) SUMUR P1 1530 19.92 0.67 312 5020 P2 1575 22.98 0.72 311 5020 P3 1587 20.48 0.62 312 5020 P4 1557 21.08 0.70 311 5020

Kemampuan sumur untuk memperoduksikan fluida ke permukaan dapat dilihat dengan membuat kurva inflow dan outflow dengan menggunakan Simulator PIPESIM. Gambar dibawah memperlihatkan nodal system analysis kedalaman

22

perforasi 5020 feet tanpa pemasangan ESP pada laju alir sebesar 40% dari IPR awal.

Gambar III.3 Nodal System Analysis Tanpa Pemasangan ESP (saat sumur mati) Kurva di atas menunjukkan sumur sudah tidak mampu mengalirkan fluida secara alami ke permukaan, maka dari itu diperlukan teknik pengangkatan buatan dengan ESP. ESP yang digunakan harus dapat beroperasi untuk waktu yang panjang dan perolehan minyak terbanyak, maka dari itu akan dilakukan optimasi rentang waktu operasional ESP. Pada penelitian ini dibuat skenario pemasangan ESP dengan penggunaan ukuran casing 6 inch. Dan juga mempertimbangkan pemilihan spesifikasi motor yang ditentukan oleh kecepatan aliran dalam anulus

23

(antara motor dan casing) sebesar 1feet/detik agar proses pendinginan motor bisa berlangsung secara optimum dan menghindarkan motor dari kerusakan. Setiap skenario pada masing-masing sumur dilakukan pada kedalaman ESP 4800 feet dengan perforasi di 5010 5030 feet, pemasangan pompa didekat perforasi ini dilakukan agar dapat digunakan pada waktu yang lama tanpa dilakukan workover atau kerja ulang. Pada skenario ini akan dihitung nilai watercut, produktivitas sumur dan rentang waktu operasi ESP pada setiap sumur. Dengan melakukan langkah-langkah pada sub-bab II.4 akan ditentukan ESP yang memberikan rentang waktu operasi tertentu dengan akumulasi produksi terbanyak. III.1 Kasus Untuk Sumur P1 Pada simulasi sumur P1 akan dirun pada beberapa laju produksi sebesar 400, 600 dan 800 STB/hari. Untuk laju 400 STB/hari dipilih ESP dengan menggunakan data tekanan, watercut, dan PI sebagai masukan pada Simulator PIPESIM. Pada laju produksi 400 STB/hari digunakan ESP Reda seri D400. Gambar dibawah ini menunjukkan kurva performa D400 dan hasil nodal system analysis pada kondisi setelah ESP D400 terpasang.

(a)

(b)

Gambar III.4 (a) kurva performa D400 Pada Sumur P1 (b) Nodal sistem analysis Berdasarkan Gambar III.4 (a) diatas jumlah stage yang dibutuhkan untuk memproduksi fluida sebesar 400 STB/hari adalah 73 dengan daya motor sebesar 8,68 HP. Integrasi model reservoir, komplesi sumur dan fasilitas produksi dilakukan dengan menggunakan FPT maka dihasilkan data yang memperlihatkan rentang waktu operasi Reda D400 pada laju produksi 400 STB/hari.

24

Rentang waktu operasi D400 pada laju produksi 4 STB/hari adalah 2869 hari. Hal yang sama dilakukan untuk beberapa laju produksi yaitu 600 dan 800 STB/hari. Hasil simulasi pada masing-masing laju produksi diperlihatkan pada tabel dibawah ini.

Tabel III.6 Rentang Waktu Operasi ESP pada Sumur P1 Laju produksi (STB/hari) 400 600 800 ESP (Reda) D400 DN800 DN1100 Stage 73 129 130 HP 8.68 24.95 33.1 Rentang waktu operasi (hari) 2869 2534 2778

Tabel di atas menunjukkan bahwa ESP dengan laju produksi yang lebih kecil akan beroperasi pada rentang waktu yang lebih panjang. ESP D400 adalah ESP yang beroperasi pada rentang waktu yang paling panjang dan diharapkan dapat menghasilkan jumlah kumulatif minyak paling besar dibandingkan dengan penggunaan ESP yang lain. Tabel III.7 Produksi Kumulatif Minyak Untuk Sumur P1 ESP D400 DN800 DN1100 Rentang waktu operasi(hari) 2869 2534 2778 Laju produksi minyak (STB/hari) 400 600 800 Kumulatif minyak (STB) 520900 482800 519000

III.2 Kasus Untuk Sumur P2 Pada simulasi Sumur P2 akan dirun pada beberapa laju produksi, yaitu 400, 600 dan 800 STB/hari. Untuk laju 400 STB/hari dipilih ESP dengan menggunakan

25

data tekanan, watercut, dan PI sebagai masukan pada Simulator PIPESIM. Pada laju produksi 400 STB/hari digunakan ESP Reda seri D400. Gambar dibawah ini menunjukkan kurva performa D400 dan hasil nodal system analysis pada kondisi setelah ESP D400 terpasang.

(a)

(b)

Gambar III.5 (a) kurva performa D400 Pada Sumur P2 (b) Nodal System Analysis Dari gambar diatas menunjukkan bahwa jumlah stage yang dibutuhkan untuk memproduksi fluida sebesar 400 STB/hari adalah 51 dengan daya motor sebesar 5,91 HP. Integrasi model reservoir, komplesi sumur dan fasilitas produksi dilakukan dengan menggunakan FPT maka dihasilkan data, yang memperlihatkan rentang waktu operasi Reda D400 pada laju produksi 400 STB/hari. Rentang waktu operasi D400 pada laju produksi 400 STB/hari adalah 2869 hari. Hal yang sama dilakukan untuk beberapa laju produksi yaitu 600 dan 800 STB/hari. Hasil simulasi pada masing-masing laju produksi diperlihatkan pada tabel dibawah ini. Tabel III.8 Rentang Waktu Operasi ESP pada Sumur P2 Laju produksi (STB/hari) 400 600 800 ESP (Reda) D400 DN800 DN1100 Stage 51 105 105 HP 5.91 20.15 26.24 Rentang waktu operasi (hari) 2869 2534 2778

26


III.3 Kasus Untuk Sumur P3 Pada simulasi Sumur P3 akan dirun pada beberapa laju produksi, yaitu 400, 600 dan 800 STB/hari. Untuk laju 400 STB/hari dipilih ESP dengan menggunakan data tekanan, watercut, dan PI sebagai masukan pada Simulator PIPESIM. Pada laju produksi 400 STB/hari digunakan ESP Reda seri D400. Gambar dibawah ini menunjukkan kurva performa D400 dan hasil nodal system analysis pada kondisi setelah ESP D400 terpasang.

(a)

(b)

Gambar III.6 (a) kurva performa D400 Pada Sumur P3 (b) Nodal sistem analysis Dari Gambar III.6 (a) jumlah stage yang dibutuhkan untuk memproduksi fluida sebesar 400 STB/hari adalah 70 dengan daya motor sebesar 8,21 HP. Jika

27

integrasi model reservoir, komplesi sumur dan fasilitas produksi dilakukan dengan menggunakan FPT maka dihasilkan data yang memperlihatkan rentang waktu operasi Reda D400 pada laju produksi 400 STB/hari.

Rentang waktu operasi D400 pada laju produksi 400 STB/hari adalah 2869 hari. Hal yang sama dilakukan untuk beberapa laju produksi yaitu 600 dan 800 STB/hari. Hasil simulasi pada masing-masing laju produksi diperlihatkan pada tabel dibawah ini. Tabel III.10 Rentang Waktu Operasi ESP pada Sumur P3 Laju produksi (STB/hari) 400 600 800 ESP (Reda) D400 DN800 DN1100 Stage 70 98 113 HP 8.21 17.68 26.32 Rentang waktu operasi (hari) 2869 2534 2778


III.4 Kasus Untuk Sumur P4 Pada simulasi Sumur P4 akan dirun pada beberapa laju produksi, yaitu 400, 600 dan 800 STB/hari. Untuk laju 400 STB/hari dipilih ESP dengan menggunakan

28

data tekanan, watercut, dan PI sebagai masukan pada Simulator PIPESIM. Pada laju produksi 400 STB/hari digunakan ESP Reda seri D400. Gambar dibawah menunjukkan kurva performa D400 dan hasil nodal system analysis pada kondisi setelah ESP D400 terpasang.

(a)

(b)

Gambar III.7 (a) kurva performa D400 Pada Sumur P3 (b) Nodal sistem analysis Berdasarkan Gambar III.7 (a) jumlah stage yang dibutuhkan untuk memproduksi fluida sebesar 400 STB/hari adalah 70 dengan daya motor sebesar 8,21 HP. Jika integrasi model reservoir, komplesi sumur dan fasilitas produksi dilakukan dengan menggunakan FPT maka dihasilkan data, yang memperlihatkan rentang waktu operasi Reda D400 pada laju produksi 400 STB/hari. Rentang waktu operasi D400 pada laju produksi 400 STB/hari adalah 2869 hari. Hal yang sama dilakukan untuk beberapa laju produksi yaitu 600 dan 800 STB/hari. Hasil simulasi pada masing-masing laju produksi diperlihatkan pada tabel dibawah ini. Tabel III.12 Rentang Waktu Operasi ESP pada Sumur P4 Laju produksi (STB/hari) 400 600 800 ESP (Reda) D400 DN800 DN1100 Stage 62 81 142 HP 7.32 15.5 33.35 Rentang waktu operasi (hari) 2869 2534 2778

Tabel di atas menunjukkan bahwa ESP dengan laju produksi yang lebih kecil akan beroperasi pada rentang waktu yang lebih panjang. ESP D400 adalah ESP

29

yang beroperasi pada rentang waktu yang paling panjang dan diharapkan dapat menghasilkan jumlah kumulatif minyak paling besar dibandingkan dengan penggunaan ESP yang lain.

Tabel III.13 Produksi Kumulatif Minyak Untuk Sumur P4 ESP D400 DN800 DN1100 Rentang waktu operasi(hari) 2869 2534 2778 Laju produksi minyak (STB/hari) 400 600 800 Kumulatif minyak (STB) 501800 529000 496300

Hasil pengolahan data dengan menggunakan simulasi FPT akan diperlihatkan pada Tabel III.14 dibawah pada keempat sumur dengan variasi ESP yang berbeda-beda. Tabel III.14 Spesifikasi ESP, Kedalaman dengan Rentang Waktu Operasi dan Jumlah Produksi Yang Dihasilkan Kedalaman Pompa (ft) Laju Produksi (STB/hari) 400 P1 4800 600 800 400 P2 4800 600 800 400 P3 4800 600 800 P4 4800 400 Rentang waktu operasi (hari) 2869 2534 2778 2869 2534 2778 2869 2534 2778 2869 Produksi minyak kumulatif (STB) 520900 482800 519000 508100 531800 470800 516000 416600 529600 501800

Sumur

ESP D400 DN800 DN1100 D400 DN800 DN1100 D400 DN800 DN1100 D400

Stage 73 129 130 51 105 105 70 98 113 62

HP 8.68 24.95 33.1 5.91 20.15 26.24 8.21 17.68 26.32 7.32

30

600 800

DN800 DN1100

81 142

15.5 33.35

2534 2778

529000 496300

Berdasarkan tabel diatas ESP yang beroperasi paling lama adalah Reda D400 yaitu 2869 hari untuk semua sumur. Akan tetapi kumulatif minyak paling besar berbeda pada masing masing sumur. Pada umumnya ESP dengan jumlah stage dan daya horsepower yang kecil menghasilkan rentang operasi yang lama dengan kumulatif produksi yang relatif besar. Berdasarkan hasil ini akan dilakukan penjadwalan optimasi produksi mulai dari natural flow sampai dengan penggunaan ESP.

III.5 Penjadwalan Optimasi Produksi dan Perhitungan Recovery Factor III.5.1 Penjadwalan Optimasi Penjadwalan dilakukan berdasarkan kepada rencana produksi dan rentang waktu produksi setiap sumur yang dilakukan pada saat natural flow maupun dengan penggunaan ESP pada setiap laju produksi yang direncanakan. Penggunaan ESP ini dilakukan pada saat natural flow yang tidak mampu lagi untuk memproduksi fluida reservoir. Tabel III.15 Jadwal Optimasi Sumur P1 Tanggal 1/5/2011 8/12/2013 Laju produksi (STB/hari) 1007 400 Total Jenis Natural Flow ESP REDA D400 Rentang waktu operasi (hari) 762 2869 3631 Produksi Minyak Kumulatif (STB) 303,800 516,000 819,800

Penjadwalan yang sama dilakukan untuk sumur sumur lain berdasarkan kepada rencana produksi dan rentang waktu produksi setiap sumur yang dilakukan pada saat natural flow maupun dengan penggunaan ESP pada setiap laju produksi

31

yang direncanakan. Penggunaan ESP ini dilakukan pada saat natural flow yang tidak mampu lagi untuk memproduksi fluida reservoir.

Tabel III.16 Jadwal Optimasi Sumur P2 Tanggal 1/5/2011 8/12/2013 Laju produksi (STB/hari) 1016 600 Total Jenis Natural Flow ESP DN800 Rentang waktu operasi (hari) 762 2534 3631 Produksi Minyak Kumulatif (STB) 300,200 531,800 832,000

Tabel III.17 Jadwal Optimasi Sumur P3 Tanggal 1/5/2011 8/12/2013 Laju produksi (STB/hari) 1016 400 Total Jenis Natural Flow ESP REDA DN1100 Rentang waktu operasi (hari) 762 2778 3540 Produksi Minyak Kumulatif (STB) 283,300 529,600 812,900

Tabel III.18 Jadwal Optimasi Sumur P4 Tanggal 1/5/2011 8/12/2013 Laju produksi (STB/hari) 1016 400 Total Jenis Natural Flow ESP REDA DN800 Rentang waktu operasi (hari) 762 2534 3296 Produksi Minyak Kumulatif (STB) 306,700 529,000 835,700

III.5.2 Perhitungan Recovery Factor (RF) dan Waktu Kontrak Perhitungan Recovery Factor (RF) ini didasarkan pada Jumlah produksi kumulatif minyak yang diperoleh dari semua sumur yang ada dibagi dengan Jumlah

32

OOIP (Original Oil in Place). Data dibawah ini menunjukkan jumlah total perolehan minyak, rentang waktu operasional dan Recovery Factor yang akan digunakan sebagai dasar waktu kontrak.

TABEL III.19 Perhitungan Recovery Factor dan Waktu Kontrak SUMUR Keterangan Rentang Waktu (hari) Produksi kumulatif (STB) Total produksi (STB) Recovery Factor (%) P1 3631 P2 3296 P3 3540 P4 3296 28,648,828 Original Oil In Place (STB)

819800 832,000 812900 835400 3,302,100 11.53

Dari data tabel diatas diperoleh Recovery Factor sebesar 11,52 % dengan total produksi kumulatif 3,300,100 STB dari OOIP (Original Oil In Place) sebesar 28,648,828 STB.

00%

Rentang waktu operasional sumur diatas adalah 3296 sampai dengan 3631 hari atau sekitar 10 tahun, maka hal inilah yang dijadikan dasar penentuan waktu operasional secara primary recovery untuk lapangan ini.

33

BAB IV KESIMPULAN DAN SARAN PENELITIAN KE DEPANIV.1 Kesimpulan1.

Sumur pada model reservoir diproduksikan secara natural dan kemudian dioperasikan dengan ESP dapat digunakan untuk memperkirakan waktu operasi dari sebuah reservoir pada laju produksi tertentu.

2. Model reservoir juga dapat digunakan untuk memilih spesifikasi ESP

yang dapat beroperasi pada laju produksi sesuai dengan spesifikasinya, dengan menggunakan kriteria rancangan pada laju produksi optimum sehingga dapat beroperasi untuk selang waktu produksi jangka panjang.3.

Model terpadu dapat digunakan untuk menyusun jadwal operasional dari sebuah sumur.

IV.2 Saran Penelitian ke Depan Karena Perolehan Minyak kumulatif masih kecil maka untuk kedepannya bisa ditambahkan beberapa sumur produksi agar diperoleh Recovery Factor yang lebih besar.

34

DAFTAR PUSTAKA1. Brown, Kermit, E.: The Technology of Artificial Lift Methods

Volume 2B dan 4. USA 2. 3. 4. ECLIPSE Reservoir Simulation, Schlumberger 2005 Field Planning Tool (FPT). Schlumberger 2002. Guo, Boyun.; Lyons, W. C.;Ghalambor, A.: Petroleum Production

Engineering. Elsevier Science. 2007. 5. Novinoer, Arie Pramudya. Lokasi Gathering Station Berdasarkan

Optimasi Terpadu, Tesis, Institut Teknologi Bandung, 2000. 6. Parulian Simbolon, Fernando. Optimasi Penggunaan ESP Dalam

Sistem Sumur Produksi Terpadu, Tesis, Institut Teknologi Bandung, 2010 7. 8. PIPESIM 2003 Edition I Service Pack 4. Schlumberger 2003 Takacs, Gabor.: Electrical Submersible Pumps Manual, Library of

Congress Catalogue in Publication Data. 1977.

35

36

bab i-v(1)

Documents