![Laporan Kerja Praktek Feri [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/laporan-kerja-praktek-feri.jpg)
12 0 2 MB
LAPORAN KERJA PRAKTEK NORTHEN AREA OPERATION PT PERTAMINA HULU SANGA-SANGA
Disusun Oleh : MUHAMMAD FERI IRAWAN 1601095
PROGRAM STUDI S1 TEKNIK PERMINYAKAN KONSENTRASI INDUSTRI SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI BALIKPAPAN 2019
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Allah SWT atas limpahan rahmat dan karuniaNya sehingga Penulis dapat menyelesaikan Penulisan Laporan Kerja Praktik ini dengan baik sebagai proses pembelajaran serta pertanggung jawaban Mahasiswa STT MIGAS BALIKPAPAN sebagai kelanjutan dari kegiatan Kerja Praktik. Tidak lupa dalam kesempatan yang berbahagia ini, ucapan terima kasih dan penghormatan yang mendalam penulis sampaikan kepada: 1. Bapak Drs. Ec. Sugiono, MM selaku Ketua STT Migas Balikpapan 2. Bapak Abdi Suprayitno, ST., M.Eng selaku ketua jurusan S1. Teknik Perminyakan STT Migas Balikpapan 3. Bapak Amiruddin, S. Pd.,M.Pd selaku Dosen Pembimbing yang telah
bersedia meluangkan waktunya membimbing penulis untuk
menyelesaikan penyusunan laporan Kerja Praktik ini 4. Bapak Ade Diar Suhendra, selaku Manajer Semberah Plant. 5. Bapak Muhammad Arif Alfat dan Bapak Ahmad Basro Punjung Sasmito, selaku Plant & Well Superintendent yang telah membimbing saya selama Kerja Praktik. 6. Bapak Samsudi dan Bapak Ilman Taufik. Selaku plant Supervisor. 7. Bapak Aspul Anwar dan Bapak Edi Rizal, selaku Well Supervisor serta pembimbing lapangan saya. 8. Bapak Iwan Bachtiar dan Bapak Sosinus TA. Selaku Support Supervisor. 9. Para Operator-operator Semberah Central Plant yang telah bersedia berbagi pengalaman kepada saya.
10. Teman-teman yang selalu memberikan semangat dan bantuan kepada saya dalam pengurusan Kerja Praktik maupun dalam penulisan Laporan Kerja Praktik ini. Semoga segala bantuan dan partisipasinya mendapat balasan dan pahala yang berlimpah dari ALLAH SWT. Penulis meyakini sepenuhnya bahwa dalam penulisan ini masih terdapat banyak kekurangannya, sehingga kritik dan saran yang membangun akan sangat berarti bagi penulis. Akhirnya, semoga Laporan ini dapat bermanfaat bagi penulis dan semua pihak yang memerlukannya.
Muhammad Feri Irawan
Penulis
DAFTAR ISI
Hal COVER ........................................................................................................
i
LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................
ii
KATA PENGANTAR .................................................................................
iii
DAFTAR ISI ................................................................................................
iv
DAFTAR GAMBAR ...................................................................................
v
BAB I
PENDAHULUAN ......................................................................
1
1.1. Latar Belakang .................................................................
1
1.2. Maksud dan Tujuan Kerja praktik ................................
1
1.3. Metoda Evaluasi ...............................................................
2
1.4. Batasan Masalah ..............................................................
3
1.5. Sistematika Penulisan ......................................................
3
TINJAUAN UMUM LAPANGAN ..........................................
5
2.1. Sejarah Singkat Pertamina Hulu Sanga-Sanga ............
5
2.2. Sejarah Lapangan Semberah ..........................................
9
2.3. Operasi Produksi Semberah Field ..................................
10
BAB II
2.3.1.
Stasiun Penggumpul ............................................
12
2.3.2.
Semberah Central Plant ......................................
14
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Hal BAB III TEORI DASAR .........................................................................
17
3.1. Multiphase Flow ...............................................................
19
3.2. Terjadinya Liquid Loading .............................................
20
3.3. Mengenali Gejala Liquid Loading..................................
20
3.4. Sumber Liquid ..................................................................
21
BAB IV PEMBAHASAN ........................................................................
22
4.1. Konvensional ....................................................................
22
4.1.1. Cyclic Well ............................................................
22
4.1.2. Blow Down ............................................................
23
4.2. Non-Konvensional ............................................................
24
4.2.1. Well Head Compressor ........................................
24
4.2.1.1. Pemampatan Gas Pada WHC ..............
25
4.2.1.2. Evaluasi Pemakaian WHC ...................
28
4.2.2. Gas Lift..................................................................
28
4.2.3. Chemical Foaming ...............................................
31
DAFTAR ISI (Lanjutan)
Hal
BAB V
4.3. Penanganan Masalah Sumur Gas ..................................
33
4.3.1. Penentuan Kandidat Sumur ...............................
34
4.3.2. Identifikasi Liquid Loading ................................
36
4.3.3. Pemilihan Teknologi Yang Tepat .......................
39
KESIMPULAN ..........................................................................
40
DAFTAR PUSTAKA
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Hal
II-1
Peta Lokasi Lapangan Semberah ..................................................
9
II-2
Monobore Wells ............................................................................
10
II-3
Konvensional Wells ......................................................................
11
II-4
Diagram Alir Oil & Gas Menuju Semberah Plant ........................
13
II-5
Nilam Oil Plant Facilities ..............................................................
15
II-6
Nilam Gas Plant Facilities .............................................................
15
II-7
Nilam Water Produce ....................................................................
16
III-1
Penurunan Tekanan Terhadap Waktu ...........................................
18
III-2
Laju Produksi Yang Tidak Stabil ..................................................
21
IV-1
Oil Yang Terbakar .........................................................................
23
IV-2
Air yang Terbakar .........................................................................
23
IV-3
Gas Yang Terbakar ........................................................................
24
IV-4
Wellhead Compressor ...................................................................
25
IV-5
Skrup Compressor .........................................................................
26
IV-6
Reaksi Chemical Dengan Liquid ...................................................
32
IV-7
Langkah-langkah Penanganan Masalah Produksi .........................
35
IV-8
Barton Chart ..................................................................................
36
IV-9
RTWHS .........................................................................................
37
IV-10 Pressure Survey .............................................................................
38
IV-14 Laboratory Test .............................................................................
40
BAB I PENDAHULUAN
Penyusunan laporan Kerja Praktik ini merupakan bagian dari proses pembelajaran
serta
pertanggung
jawaban
mahasiswa
STT
MIGAS
BALIKPAPAN sebagai kelanjutan dari kegiatan Kerja Praktik tersebut. Dalam penyusunan laporan ini mahasiswa dapat menjabarkan dan menjelaskan segala sesuatu yang mereka pelajari selama Kerja Praktik baik teori maupun praktiknya. 1.1.
Latar Belakang Aplikasi ilmu yang dipelajari di perguruan tinggi diharapkan mempunyai asas manfaat dan konsep penelitian yang diberikan oleh perusahaan diharapkan dapat digunakan secara maksimal untuk menyerap ilmu
dalam kegiatan
praktek pengaplikasian teori
di
lapangan.
Adanya perbedaan pemahaman, konsep, proses analisa dan penyajian data dengan apa
yang dipelajari di
pekerjaan memperlihatkan
kita
lingkungan akan
akademika
kemajuan
di
dunia
teknologi
yang
digunakan dalam industri perminyakan. Pertamina Hulu Sanga-sanga merupakan perusahaan yang bergerak di bidang eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi yang telah menggunakan proses
teknologi serta peralatan canggih untuk mendukung
mengeksploitasi
dan
mengeksplorasinya. Keahlian dan
keterampilan operator pelaksana merupakan prasyarat yang tidak bisa ditawar agar proses produksi dapat berjalan dengan aman, efektif, efisien serta aman lingkungan. 1.2.
Maksud dan Tujuan Kerja praktik Kerja praktek merupakan salah
satu
syarat bagi
mahasiswa
semester akhir dalam menyelesaikan studi, pada program studi S1 Teknik Perminyakan. Maksud dari kerja praktek ini adalah untuk mendapatkan
pengalaman dalam dunia industri migas, sehingga dapat
memberikan
gambaran nyata tentang dunia perminyakan. Selain itu maksud dari kerja praktek ini adalah untuk menerapkan ilmu yang diperoleh di bangku kuliah dalam praktek di lapangan.
Adapun tujuan dari kerja praktek ini adalah: 1. Mengetahui tinjauan secara umum Pertamina Hulu Sanga-sanga lapangan Semberah. 2.
Mengenal, mengetahui serta membandingkan tentang fungsi teknik geologi, teknik reservoir, teknik pemboran , teknik produksi dan operasi produksi baik secara teoritis yang didapat di dunia akademik dengan di lapangan.
3.
Mendapatkan pengalaman di dunia industri peminyakan dengan harapan dapat
lebih membantu kami memahami
aspek-aspek di dunia akademis.
1.3.
Metoda Evaluasi Penulis menyusun laporan ini dengan cara melakukan studi lapangan, diantaranya interview mengenai teknologi komplesi yang dilakukan, system pengumpul fluida, artificial lift, proses treatment, serta well intervention yang dilakukan. Kemudian mengumpulkan data-data mengenai profil sumur yang nantinya akan digunakan untuk well optimization. Profil sumur tersebut sangat bermanfaat untuk menganalisa tindakan apa yang cocok dilakukan guna meningkatkan laju alir sumur tersebut.
1.4.
Batasan Masalah Sebagian besar sumur-sumur yang ada dilapangan Semberah merupakan sumur tua yang kemampuan pengangkatannya sudah sangat berkurang namun bahkan ada yang sudah abandoned, tetapi ada pula yang masih
stabil
penurunannya.
Sumur-sumur
yang
telah
berkurang
kemampuannya ini perlu ditingkatkan kemampuannya yaitu dengan mengaplikasikan artificial lift.
Laporan Kerja Praktik ini berjudul “Penanganan Permasalahan Produksi Sumur Gas Lapangan Semerah Pertamina Hulu Sangasanga” akan disusun dengan pokok permasalahan yaitu mengoptimalkan perolehan produksi sumur dengan teknologi yang digunakan hingga proses treatment hingga distribusi penjualannya
1.5.
Sistematika Penulisan Dalam penyusunan Laporan Kerja Praktek ini, penulis membuat sistematika penulisan sebagai berikut:
Bab I Pendahuluan Bab ini memuat tentang latar belakang penulis dalam memilih judul, tujuan penulisan, metodologi penelitian, batasan masalah serta sistematika penulisan.
Bab II Orientasi Umum Bab ini menjelaskan tentang sejarah perusahaan, fungsi operasi produksi berikut fasilitas produksinya.
Bab III Dasar Teori
Bab ini memberikan penjelasan mengenai konsep dasar perilaku aliran fluida pada sumur gas. Seiring dengan waktu, laju produksi akan mengalami penurunan, penjelasan mengenai penurunan laju produksi akan dijelaskan pada bab ini. Kemudian pengenalan terhadap teknologi yang digunakan untuk mengatasi masalah penurunan produksi juga akan dijelaskan pada bab ini yang merupakan teori dasar pada penulisan Laporan Kerja Praktik.
Bab IV Pembahasan Bab ini membahas keseluruhan kegiatan yang dilakukan selama Kerja Praktik. Penjelasan secara teknis bagaimana mengatasi masalah produksi pada sumur gas yang diawali dengan identifikasi penyebab permasalahan, kemudian dilanjutkan dengan metode yang akan digunakan.
Bab V Kesimpulan Bab ini berisikan kesimpulan dari pembahasan yang dijelaskan sebelumnya, serta berhubungan langsung dengan maksud dan tujuan penulisan Laporan Kerja Praktik.
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1.
Sejarah Singkat Pertamina Hulu Sanga-Sanga (PHSS) Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS) adalah perusahaan yang baru saja beroperasi di agustus 2018 ini, namun seluruh sumber daya manusia yang menggerakkan roda bisnis dan kegiatan operasi wilayah sanga sanga sebaga wilayah kerjanya, merupakan orang orang yang berpengalaman sebagai perintis bisnis LNG di indonesia bersama operator WK, sanga sanga sebelumnya. Dengan sumber daya manusia yang dimiliki tersebut, menghantarkan PHSS menjadi produsen LNG pertama di Indonesia di era Gross Split. PHSS melanjutkan pencapaian VICO sebagai perusahaan yang dinamis, senantiasa berkembang, serta mengembangkan semangat dan visi melalui tenaga kerja yang kompeten dan cerdas. Bersamaan dengan kualitas tenaga kerja yang dimilikinya, PHSS berupaya untuk menjadi pelopor dibidang HSE. PHSS telah mengelola WK sanga sanga sejak Agustus 2018 dengan lokasi wilayah kerja di Teluk Kutai yang terletak di Kalimantan Timur dan memiliki luas wilayah sekitar 1.942 km persegi. Sepanjang beroperasi, WK sanga sangan telah memproduksi gas lebih dari 12.6 TCF dan minyak sebanyak 0,4 Milyar barrel dari lapangan lapangan produksi di Badak, Mutiara, Semberah, Nilam, Pamaguan, Lampake, & Beras. Sejarah Singkat Wilayah Kerja Sanga Sanga Lebih dari 4 tahun lalu, suatu perusahaan minyak swasta berhasil membuat penemuan tidak terduga. HUFFCO ( yang kemudian berubah menjadi VICO Indonesia ) tengah mencari minyak di area Teluk Kutai di delta Sungai Mahakam, Kalimantan Timur, dan melakukan pemboran sumur pertamanya, yang menemukan hidrokarbon. Sumur tersebut tidak
menghasilkan minyak sebagai mana yang di harapkan, namun justru menyediakan cadangan gas bumi yang sangat besar. Kegiatan eksplorasi tersebut dimulai tiga tahun sebelumnya ketika Roy M. Huffington, pengusaha minyak dari Texas & General Arch Sproul, pebisnis dari Virginia menandatangani KBH dengan Pertamina untuk mengeksplorasi 631.000 hektar delta Sungai Mahakam, dengan tujuan untuk menemukan cadangan minyak. Mereka memulai eksplorasi minyak di delta Sungai Mahakam dengan dukungan dari mitra usaha PT Ultramart Indonesia, PT Union Texas East Kalimantan, dan PT Universe Tankships. Pada bulan Februari 1972, mereka berhasil menemukan lapangan Badak yang luas. Temuan tersebut merupakan salah satu capaian penting dalam sejarah perkembangan industri energy di indonesia. Sumber daya gas dilapangan badak terletak ditengah hutan Kalimantan Timur yang
jauh dari perdaban. Terlepas dari kondisi
tersebut, Huffington dan Sprouse bersama dengan Perusahaan Mobil Oil ( perusahaan yang menemukan lapangan gas raksasa di Arun ) dan Direktur Utama Pertamina, Dr. Ibnu Sutowo, tetap bertekad untuk mengolah gas bumi tersebut menjadi LNG untuk kemudian dikirimkan melalui kapal khusus ke Jepang, Korea Selatan dan Taiwan. Pertamina, dengan didukung oleh VICO dan mitra pekerjanya, melangsungkan kontrak dagang LNG selama 20 tahun yang dimulai pada Desember 1973 dengan lima perusahaan utikitas dan perusahaan besi asal Jepang, serta mndirikan pabrik pencairan di Bontang, di pesisir Kalimantan Timur. Pengiriman pertama gas LNG yang dihasilakn dari lapangan badak adalah pengiriman kejepang pada Agustus 1977. Pengiriman tersebut hanya berjarak lima setengah tahun sejak sumber daya gas bumi tersebut di temukan di Bontang. Hal ini menjadikan bontang sebagai daerah penghasil LNG pertama di Indonesia yang di komersialisasikan
Sejak penemuan awalnya di tahun 1972, VICO Indonesia telah melakukan lebih dari 1000 sumur. Cadangan migas yang ditemukan berada di lapangan Badak, Nilam, Mutiara, Semberah, Pamaguan, Beras dan Lampake
Tinjauan Umum Perusahaan PHSS berkomitmen untuk menunjukkan kinerja usaha yang berkualitas dan bertanggung jawab sesuai dengan tata kelola Perusahaan, baik di dalam maupun di luar lingkungan Perusahaan. Praktik tata kelola Perusahaan dapat membantu PHSS dalam meraih nilai-nilai dasar Perusahaan, yakni peningkatan nilai para pemangku kepentingan dalam jangka panjang. PHSS bekerja dengan giat agar dapat menunjukkan citra perusahaan yang disegani karena menjalankan usaha yang bertanggung jawab dan berperan sebagai warga korporat yang baik. Hal ini berarti setiap insan PHSS harus senantiasa berlaku sesuai dengan hokum, peraturan internal dan kebijakan bisnis, serta secara aktif berkontribusi pada penciptaan budaya transparansi, akuntabilitas, dan tanggung jawab dalam mengambil keputusan. Prinsip-prinsip tersebut tidak hanya diterapkan secara internal oleh insan PHSS saja, namun setiap insan PHSS juga harus mendorong mitra kerja dan pemangku kepentingan untuk menerapkan standar etika perilaku yang sama baiknya. Visi, Misi, dan Tujuan Perusahaan Visi Menjadi Perusahaan Minyak dan Gas Bumi Kelas Dunia
Misi Melaksanakan pengelolaan asset dan portofolio usaha minyak dan gas bumi secara efisien, efektif, professional dan berdaya laba tinggi, serta memberikan nilai tambah bagi pemangku kepentingan. Tujuan Pendirian Perusahaan Mengendalikan, mengelola asset dan mengelola kegiatan usaha bisnis hulu Pertamina di dalam negeri untuk wilayah kerja eks-terminasi yang diserahkan oleh Pemerintah kepada PT Pertamina (Persero), kecuali untuk wilayah kerja eks-terminasi yang sebelumnya sudah dikelola oleh afiliasi PT Pertamina (Persero)
2.2.
Sejarah Lapangan Semberah Lapangan Semberah ditemukan pada Januari 1974 dan berlokasi di bagian utara hampir di seluruh area kontrak. Semberah juga mengandung reservoir minyak dan gas berlapis dengan kedalaman produksi mulai dati 1000 feet hingga 10000 feet. Hingga saat ini mebih dari 141 sumur telah dibor di tahun 2019. Puncak produksi terjadi pada 1995 yaitu 14700 BOPD dan pada tahun 2000 yaitu 180 MMSCFD.
Gambar II-1. Peta Lokasi lapangan Semberah (Central Area Operation )
2.3.
Operasi Produksi Semberah Field Saat ini Semberah Field merupakan penyumbang produksi gas terbesar untuk PHSS dengan 140 sumur (Active and Non-active) Sumursumur tersebut memilik jenis dan kategori yang berbeda-beda, yaitu : Non-Konvensional Monobore Wells Teknologi Monobore Wells merupakan teknologi komplesi sumur terbaru dari VICO Indonesia, dimana jenis sumur ini memiliki Production casing dengan ukuran yang besar, biasanya menggunakan Casing dengan ukuran sekitar 4-1/2”. Untuk sumur jenis ini tidak memiliki annulus, karena annulus antara casing dan Tubing diisi oleh semen, sementasi ini berfungsi sebagai pengganti Packer pada sumur konvensional.
Gambar II-2. Monobore Wells (PHSS Completion Evolution)
Jadi penyemenan dilakukan sepanjang Annulus mulai dari Bottom hole hingga permukaan. Sumur jenis ini memiliki rangkaian Tubing yang
lebih simple, karena tidak memerlukan Packer, SSD, maupun konektorkonektor lainnya. Namun kelemahannya adalah String Tubing tidak dapat dicabut kembali karena menjadi permanen akibat sementasi tersebut, maka diperlukan perhitungan yang tepat dalam pengaplikasiannya. Konvensional Wells Sumur konvensional memiliki ukuran diameter Tubing yang lebih kecil sekitar 2-7/8” dan 3-1/2”. Dengan rangkaian yang kompleks maka lebih memakan waktu dan lebih sulit dalam perakitan rangkaiannya, karena harus mengangkat dan menurunkan rangkaian jika ada perubahan rangkaian maupun pemasangan Packer.
Gambar II-3. Konvensional Wells (PHSS Completion Evolution)
Pada rangkaian konvensional biaya yang dibutuhkan akan sedikit lebih besar daripada sumur non-konvensional, resiko komponen yang terjatuh juga besar karena rangkaian yang kompleks, maka harus dilakukan
Fishing job lagi dan jika fatal maka harus membelokkan arah pemboran akibatnya kerugian yang dialami sangat besar.
2.3.1. Stasiun Pengumpul Saat ini Semberah Central Plant mencakup 23 Ligature atau stasiun pengumpul, meliputi Plant 13, Plant 14 dan Mini Satellite C-09. Untuk Mini Satellite C-09 jarang di aktifkan , namun sumur-sumur telah tercover dengan adanya ligatur C-09, maka untuk mengurangi biaya mini Satellite C-09 jarang di aktifkan. Mini Satellite C-09 dan Ligature dibuat guna mengumpulkan minyak dan gas dari setiap sumur, yang mana nantinya akan dikirim menuju Plant 13 dengan merubah tekanan menjadi lebih besar agar mampu teralirkan sampai ke Plant 14. Aliran fluida dari setiap sumur nantinya akan masuk ke Manifold Header masing-masing Ligature dan Plant, nantinya akan dipisahkan menurut level tekanannya. Saat ini karena umur Reservoir yang sudah tua maka tekanannya tergolong VLP, LP dan masih terdapat sumur bertekanan MP. Aliran yang bertekanan LP maupun MP nantinya akan langsung dikirim menuju Semberah Plant 14 untuk di peroses.
Gambar II-4. Diagram Alir Oil & Gas menuju Semberah Plant (Semberah Area Operation 2018)
Ligature dan Satellite juga merupakan proses pemisahan awal sebelum menuju ke Semberah Central Plant. Jadi dari Header Manifold nantinya akan menuju separator sesuai dengan level tekanannya, nantinya gas akan dipisahkan dengan Liquid, setelah itu menuju Scrubber dan kemudian masuk ke Compressor untuk diubah menjadi tekanan yang lebih tinggi, barulah gas bisa mengalir menuju Samberah Plant. 2.3.2. Semberah Plant Semua fluida dan Gas dari Ligature akan menuju SCP (Semberah Central Plant) untuk melalui proses selanjutnya. Minyak dan gas akan dikirim ke Bontang dan Tanjung Santan, beberapa fasilitas yang ada di SPC adalah sebagai berikut : 1. Oil Plant
3. Compressor
5. Generator
2. Gas Plant
4. Pollution Control
6. Tank Farm
SCP merupakan komponen yang paling penting dari semua fasilitas produksi meliputi seluruh operasi yang ada di Semberah Central Area. Fluida produksi dari setiap sumur akan menuju SCP melalui fasilitas Ligature dan Satellite. Kemudian gas dan miyak diproses menggunakan Separator, pemanas, system pengering yang menghasilkan Dry gas, minyak mentah, dan air sesuai dengan prosedur dan aturan yang standar. Gas diproses melalui Separator System menggunakan Production Separator kemudian dikirim menuju Badak LNG, yang sebelumnya harus di ubah terlebih dahulu menjadi tekanan HP (High Pressure) agar mampu mengalir hingga Badak LNG. Produksi minyak mentah juga melalui beberapa proses meliputi proses pemisahan maupun proses pemanasan menggunakan Production separator dan Heater Treater kemudian didistribusikan ke Terminal Tanjung Santan melalui Badak. Untuk air dari setiap proses pemisahan kemudian melalui system pemanasan untuk dipisahkan dengan minyak yang masih tersisa, kemudian melalui
Floatation unit dan Settling system kemudian dikirim ke badak untuk diinjeksikan ke dalam sumur mati.
Gambar II-5. Semberah Oil Plant Facilities (Central Area Operation 2018)
Gambar II-6. Semberah Gas Plant Facilities (Central Area Operation 2018)
Untuk fasilitas Treatment gas dilengkapi dengan, MP Production Compressor dan Production Separator , LP Production Compressor dan Separator, Condensate Surge Drum, Condensate Stabilizer, Glycol Contactor (Dehydration System).
Kemudian untuk Treatment minyak
dilengkapi dengan, Slug Catcher, Production Separator, Heater Treater, Degassing Boot, Slop Oil Tank, Crude Oil Tank.
Gambar II-7. Semberah Water Produce (Central Area Operation 2018)
Air dari setiap Separator akan diproses terlebih dahulu agar minyak maupun gas yang masih tersisa dapat terlepaskan dari air untuk selanjutnya akan di Treatment kembali. Fasilitas Produksi untuk air dilengkapi dengan Plate Skimmer, Break Drum, Gun Barrels, Corrugate Plate Interceptor, API Separator, Gas Floatation Unit. Karena dalam industry Perminyakan air tidak diinginkan atau bukan merupakan tujuan utama, maka air akan diinjeksikan kedalam sumur yang sudah mati.
BAB III TEORI DASAR Hal yang umum dialami oleh suatu Reservoir adalah penurunan tekanan, begitu pula dengan Reservoir gas, seiring bertambahnya waktu maka kemampuan tekanannya akan menurun karena secara continuous dieksplorasi. Dengan bertambahnya konsumsi bahan bakar di Dunia, menuntut para perusahaanperusahaan Oil & Gas untuk lebih menguras otak dan meningkatkan upaya dalam mengoptimalkan eksplorasi dan pencarian cadangan baru Hydrocarbon. Namun fakta lapangan belum memperlihatkan korelasi positif dalam hal ketersediaan cadangan untuk beberapa waktu kedapan yang ditunjukkan dengan semakin kecilnya prosantase pembukaan lapangan baru. Walau demikian keberadaan lapangan tua tetap menjadi tumpuan harapan jangka menengah dalam memenuhi kebutuhan konsumen. Karena tantangan yang begitu besar, maka segala upaya-upaya yang objektif dilakukan guna mempertahankan standar produksi yang sesuai dengan target yang telah ditetapkan. Penurunan tekanan yang terjadi secara signifikan mengurangi kemampuan sumur untuk berproduksi, entah karena tekanan yang terlalu kecil ataupun karena tekanan Back pressure yang harus dilawan sehingga mengurangi rate produksi. Meskipun umur Reservoir sudah tua yang berbanding lurus dengan menurunnya kemampuan tekanan, belum tentu sumur tersebut tidak ekonomis, karena menurunnya tekanan bukan berarti cadangan telah habis, namun memang kenyataannya dari masalah tersebut nantinya akan menurunkan Rate produksi. Jika dari History sumurnya menunjukkan kestabilan produksi yang positif dan cadangan yang diperkirakan masih bisa untuk diproduksikan maka sumur tersebut masih dapat dioptimalkan. Namun terkadang penurunan tekanan dapat terjadi secara tiba-tiba, bahkan menunjukkan Fluktuasi ketidakstabilan laju tekanan. Peristiwa ini wajar terjadi pada sumur gas yang memiliki umur Reservoir yang sudah tua, dengan semakin menurunnya tekanan Reservoir maka sebagian besar Liquid tidak dapat terangkat ke permukaan, ini menjadi penghambat untuk gas yang akan diproduksikan.
Gambar III-1. Penurunan tekanan terhadap waktu A Thesis Solution to Provent Liquid loading
Air merupakan masalah utama pada sumur gas, karena memang air tidak ekonomis dan tidak kita inginkan dalam industry Perminyakan, serta pada sumur gas air dapat menjadi penghambat bagi laju produksi gas. Seperti halnya gambar diatas, menunjukkan hubungan kemampuan tekanan reservoir terhadap waktu, jadi penurunan tekanannya berbanding lurus dengan bertambahnya waktu. Pada umumnya sumur gas akan diproduksi pada laju produksi yang tetap hingga mencapai batas optimumnya selama jangka waktu tertentu. Pada sumur gas yang memproduksikan air atau Condensat kemungkinan laju optimumnya tidak akan tercapai karena adanya Liquid Loading. Liquid Loading merupakan peristiwa terakumulasinya cairan di dasar sumur sebagai akibat tidak mampunya laju dan tekanan gas membawa butir-butir cairan ke permukaan. Cairan yang terakumulasi ini memberikan Back Pressure ke lapisan produktif sehingga tekanan alir dasar sumur meningkat. Hal ini menyebabkan laju produksi menurun karena Draw Down didasar sumur kecil. Selain itu, akumulasi cairan didasar sumur mengakibatkan Saturasi cairan meningkat dan Permeabilitas Effective gas akan berkurang maka laju produksi juga akan menurun. Penurunan laju produksi menyebabkan menurunnya kecepatan aliran gas sehingga kondisi Liquid Loading semakin parah dan pada akhirnya sumur akan mati.
3.1.
Multiphase Flow Untuk mengetahui fenomena dan kelakuan dari Liquid Loading, terlebih dahulu kita harus mengerti sifat dari Liquid maupun gas ketika bersama-sama diproduksikan melalui String produksi menuju permukaan. Konsep ini dinamakan “Multiphase Flow”. Pada dasarnya fenomena aliran menandakan dimana lebih dari satu fasa aliran yang melewati media, dalam kasus ini medianya merupakan String produksi. Multiphase flow biasanya terbagi menjadi empat golongan utama, yaitu Mist Flow, Transition Flow,Slug flow, Bubble Flow. Mist Flow, pada jenis aliran ini fasa gas merupakan fasa yang paling dominan pada lubang sumur, Liquid hanya berupa embun-embun. Dibagian dalam dinding pipa dilapisi oleh lapisan Liquid
yang tipis
bergerak melalui pipa menuju permukaan. Pada jenis aliran ini Pressure Gradient dapat dideterminasi dari dominasi gas. Transition Flow, merupakan fase transisi antara Mist flow dengan Slug flow, jadi liquid mulai mengisi atau mendominasi aliran didalam sumur. Karena tekanan hidrostatiknya yang besar air sulit terangkat oleh gas, maka semakin lama akan semakin terakumulasi hingga akan membentuk Slug yang akan menghalangi aliran gas. Slug Flow, Pada kondisi ini gas telah membentuk Slug didalam akumulasi air. Slug disini menyerupai gumpalan didalam akumulasi Liquid. Bubble Flow, dinding pipa sumur hampir seluruhnya terisi oleh Liquid.
3.2.
Terjadinya Liquid Loading Gas dan liquid dapat diproduksikan ke permukaan jika kecepatan tekanan gas cukup besar untuk mengangkat atau membawa liquid keatas. Masalah biasanya terjadi karena kecepatan gas pada tubing menurun akibat bertambahnya waktu. Dan laju alir liquid menurun selama produksi berlangsung. Sebagai akibatnya, liquid mulai terakumulasi dilubang sumur dan Slug mulai terbentuk di sumur, yang mana menambah presentase liquid pada tubing selama produksi berlangsung. Tekanan lubang sumur meningkat karena adanya akumulasi liquid dan produksi gas menurun hingga aliran gas berhent. Dengan kata lain, liquid loading terjadi ketika kecepatan alir gas selama di dalam tubing menurun dibawah laju kritis gas. Tekanan gas yang terus menurun dengan bertambahnya waktu nantinya tidak cukup mampu mengangkat air ataupun condensate ke permukaan, karena gaya hidrostatiknya yang besar air akan jatuh kembali dan membentuk akumulasi dilubang sumur. Produksi gas tidak stabil karena harus menembus kolom liquid, seketika rate alirnya tinggi ketika dapat lolos dari kolom liquid namun kembali turun ketika harus menembus kolom liquid kembali. Beberapa sumber bisa diindikasikan sebagai penyebab masalah ini, bisa jadi dipengaruhi oleh sumber dari liquid itu sendiri, mungkin dari Water coning, Aquifer water, produksi air dari zona lain, ataupun kondensat.
3.3.
Mengenali Gejala Liquid Loading Terjadinya Liquid Loading pada sumur gas dapat dikenali dari beberapa gejala. Jika kita dapat mengenali gejala ini, tentunya kita dapat memperkirakan kapan terjadinya masalah ini maupun langkah-langkah yang harus dilakukan sebagai penanganan Liquid Loading. Menurut James F. Lea (2004) gejala liquid loading dapat diindikasi dari beberapa kejadian seperti berikut:
Penurunan laju produksi yang sangat tajam.
Gambar III-2. Laju produksi yang tidak stabil (A Thesis Solution to Provent Liquid loading)
3.4.
Adanya Liquid slug awal pada permukaan sumur.
Perubahan yang signifikan pada gradient pressure.
Sumber Liquid Dalam industry perminyakan hanya sedikit saja sumur gas yang memproduksikan gas dengan komposisi yang benar-benar murni Dry gas. Ini artinya hampir disemua sumur gas pasti paling tidak mengandung liquid, walaupun dalam jumlah yang kecil sekalipun. Liquid ini mungkin saja berupa free water atau condensate. Terproduksinya liquid bersama dengan gas mungkin bisa berasal dari beberapa sumber tergantung dari kondisi dan tipe Reservoir dimana gas tersebut diproduksikan, apakah mungkin karena adanya formasi Aquifer dibawah zona gas yang mempermudah terjadinya water coning, bisa saja karena adanya produksi air dari zona-zona yang lain terutama pada tipe sumur open hole.
BAB IV PEMBAHASAN Liquid loading merupakan kondisi dimana gas tidak dapat mengalir lagi ke permukaan karena adanya liquid yang menahannya dimana tekanan hidrostatis dari liquid ini mampu menjebak (menahan) tekanan reservoir (gas) yang akan keluar ke permukaan. Ada beberapa cara yang dapat dilakukan untuk mengatasi masalah ini tergantung dari spesifikasi liquid yang menghalangi gas tersebut. Apakah nantinya akan memperbesar kecepatan gas atau mengangkat liquid yang terakumulasi. Penanganan liquid loading dibagi menjadi 2, yaitu dengan cara konvensional dan modern (Non-conventional).
4.1.
Konvensional Untuk upaya penanganan dengan metode konvensional, biasanya dilakukan dengan cara Blow Down dan Cyclic Well. Sumur-sumur yang memiliki history dengan tekanan yang besar, kemudian Intermitten, dan akumulasi liquid loading yang tidak terlalu besar sangat efektif menggunakan metode konvensional. Dengan tidak memerlukan biaya untuk operasionalnya, hanya menutup dan membuka sumur maupun dengan memindahkan line ke lokasi Burn pit saja masalah ini sudah dapat teratasi, tentu saja dengan kondisi sumur seperti yang dijelaskan tersebut.
4.1.1. Cyclic Well Metode ini dilakukan dengan menutup-membuka sumur pada sumur cyclic. Proses penutupan sumur ini bertujuan agar mendapatkan build up pressure yang cukup untuk mengalirkan gas dan liquid ke permukaan.
4.1.2. Blow Down Proses ini dilakukan dengan membakar aliran fluida yang keluar dari sumur. Diharapkan, dengan membuang fluida ke atmosfer ini perbedaan tekanan antara dasar sumur dengan permukaan ( atmosfer itu sendiri ) cukup besar sehingga dapat mengangkat liquid loaded yang menjebak gas tersebut.
Gambar IV-1. Oil yang terbakar
Gambar IV-2. Air yang terbakar
Gambar IV-3. Gas yang terbakar
4.2.
Non-konvensional
4.2.1. Well Head Compressor Berbagai macam cara dilakukan untuk meningkatkan produksi gas, saat ini tidak hanya sumur minyak yang dipasang artificial lift namun juga
sumur
gas. Berbagai
teknologi
telah
diaplikasikan
seperti
teknologi dyna coil, plunger lift, serta wellhead compresor. Selain masalah liquid loaded, penurunan produksi juga terjadi karena kondisi alami reservoir. Berbagai upaya dilakukan untuk mengatasi hal ini. Salah satu teknologi terbaru untuk meningkatkan produksi gas dari sumur gas yang produksinya telah turun ialah wellhead compressor. Wellhead compressor merupakan
sebuah kompresor
yang
ditempatkan di kepala sumur dengan tujuan menambah laju alir sumur dengan cara menurunkan tekanan kepala sumur. Berbagai macam cara dilakukan untuk meningkatkan produksi gas, saat ini tidak hanya sumur minyak yang dipasang artificial lift namun juga sumur gas.. Kompresor merupakan mesin untuk memampatkan udara atau gas sehingga di lapangan
migas
kompresor
sering
digunakan
sebagai
penambah
tekanan gas agar aliran sampai ke peralatan proses. Pemasangan
Wellhead compressor pada sumur gas pada dasarnya adalah suatu usaha untuk menambah produksi gas.
Gambar IV-4. Wellhead Compressor
Hal ini tentunya tidak semua sumur akan dipasang Wellhead compressor, tetapi harus dipilih sumur yang dapat memenuhi kriteria pemasangan Wellhead compressor, diantaranya adalah cadangan tersisa, analisis data well test yang menunjukan efisiensi laju produksi yang baik dan pertimbangan teknis lainnya. 4.2.1.1 Prinsip Pemampatan Gas Pada WHC Wellhead compressor
merupakan
kompresor
yang
tekanan
suctionnya dirancang dapat lebih rendah daripada tekanan atmosfir. Kompresor ini berkonstruksi sekrup sehingga termasuk dalam positive displacement rotary compressor.
Wellhead
compressor
memiliki
sepasang rotor berbentuk sekrup yang satu mempunyai alur berbentuk cembung dan lainnya mempunyai alur berbentuk cekung. Pasangan rotor ini berputar dalam arah yang berlawanan seperti roda gigi. Sepasang rotor ini ditempatkan dalam sebuah housing sehingga jika kedua
rotor berputar, maka ruang yang terbentuk antara bagian cekung motor dan dinding rumah akan bergerak kearah aksial sehingga udara termampatkan.
Gambar IV-5. Skrup kompressor
Berikut ini merupakan proses kompresi dari compressor skrup,
Udara dihisap sepenuhnya melalui lubang hisap masuk ke dalam lubang alur.
Kemudian dilubang alur tersebut udara mengalir mengikuti bentuk alur tersebut, sehingga tekanan dan kecepatannya pun bertambah.
Udara tersebut keluar melewati penampang dengan diameter yang lebih kecil, ini menyebabkan udara tersebut keluar dengan tekanan yang sangat tinggi dibandingkan dengan saat pertama kali masuk kelubang hisap.
Kompresor sekrup dibagi menjadi dua tipe yaitu kompresor dengan injeksi minyak (sekrup basah) dan tanpa injeksi minyak (sekrup kering). Pada kompresor injeksi minyak, sejumlah minyak diinjeksikan ke dalam alur rotor
yang saling berkait pada proses kompresi dengan tujuan
sebagai berikut:
Mendinginkan udara yang mengalami proses kompresi (lubrication)
Merapatkan celah antar alur-alur rotor sehingga kebocoran dapat dikurangi
Ikut menggerakkan rotor beralur cekung.
Tahapan kompresi pada Wellhead Compressor diuraikan dalam deskripsi sebagai berikut :
Gas dari sumur mula-mula masuk ke Suction Compressor, kemudian menuju Scrubber untuk dipisahkan terlebih dahulu cairan dan partikel bebas dengan gas.
Cairan dari Scrubber yang telah dipisahkan dengan gas, nantinya akan dialirkan ke vessel atau biasa disebut Blow Case. Sedangkan gas akan dialirkan menuju ruang kompresi.
Gas yang terkompresi dicampur dengan minyak pelumas selama siklus
kompresi untuk memenuhi proses pelumasan dan menyerap panas kompresi.
Setelah proses kompresi, campuran gas-minyak dialirkan ke separator minyak
Minyak dipisahkan dari aliran gas dan minyak akan terakumulasi dibagian bawah separator dan nanti akan disirkulasikan kembali ke ruang kompresi. Sedangkan
gas
didinginkan di fan exchanger sebelum dialirkan kembali ke flowline.
Minyak separator,
disirkulasikan
dalam system
minyak dialirkan
loop tertutup. Dari
menuju oil/glycol
cooler,
kemudian mengalir melewati filter sebelum kembali ke kompresor. Suhu minyak
pelumasan
yang
kembali
kompresor dijaga konstan oleh suatu katup thermostatic.
ke
Gas nantinya akan keluar melalui line Discharge bersamasama dengan cairan dari Blow Case vessel menuju ke system.
4.2.1.2 Evaluasi Pemakaian WHC Well head compressor menjadi metoda yang sangat tepat untuk
diaplikasikan
pada
lapangan
gas. Namun,
seiring
dengan
penggunaannya dilapangan, tidak selalu berujung pada keberhasilan. Dikarenakan sumur
yang
dinilai
tidak
kualifikatif
dalam
mengaplikasikannya. Oleh karena itu sebagai upaya meminimalisir kegagalan
dalam
mengaplikasikan
well head
compressor
pada
lapangan gas, dilakukan beberapa analisa pendahuluan. Yang dimulai dari pemilihan kandidat, sampai pada analisa efisiensi terhadap sumur kandidat. Dengan melakukan beberapa langkah forecast. Berdasarkan kondisi sumur
P header > Pwh atau P header = Pwh
Tergolong ke dalam sumur kritis (critical well).
Bukan sumur Intermitten
Cadangan yang ekonomis.
Berdasarkan jumlah liquidnya
Qgas < 0.3 mmscfd
Qliq < 100 blpd
4.2.2. Gas Lift Gas lift adalah suatu usaha pengangkatan fluida sumur dengan cara menginjeksikan gas bertekanan tinggi (minimal 250 psi) sebagai media pengangkat ke dalam kolom fluida melalui valve-valve yang dipasang pada tubing dengan kedalaman dan jarak tertentu.
Gas Lift disini berfungsi untuk menambah gas yang berasal dari formasi, sehingga gradien kolom cairan turun dan tekanan aliran di depan titik injeksi turun (selisih tekanan aliran yang dicapai terhadap BHP mengakibatkan adanya aliran fluida dari dasar sumur menuju permukaan). Didalam continuous gas lift, terjadi proses percampuran gas ke dalam kolom fluida sehingga terjadi penurunan tekanan pada titik injeksi. Syarat-syarat suatu sumur yang harus dipenuhi agar dapat diterapkan metoda gas lift antara lain :
Tersedianya gas yang memadai untuk injeksi, baik dari reservoir itu sendiri maupun dari tempat lain.
Fluid level masih tinggi.
BHP yang tidak terlalu rendah.
GLR tinggi.
Prinsip dasar pengangkatan pada gas lift adalah sebagi berikut :
Penurunan gradien tekanan fluida di dalam tubing.
Pengembangan gas yang diinjeksikan.
Pendorongan oleh gas bertekanan tinggi yang diinjeksikan
Ditinjau dari cara penginjeksian gas ke dalam sumur, injeksi gas dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu: 1. Continuous Flow, disini gas diinjeksikan secara kontinyu dengan
laju
tertentu
selama
pengangkatan
fluida
berlangsung. 2. Intermittent Flow, disini gas diinjeksikan secara terputusputus dengan laju besar secara berkala. Siklus injeksi diatur sesuai dengan laju aliran fluida dari formasi ke sumur.
Kelebihan menggunakan Gas lift :
Biaya awal untuk peralatan down hole sangat murah.
Pemasangan peralatan dapat direncanakan untuk pengangkatan dari dekat dengan permukaan hingga mendekati total kedalaman. Juga dapat direncanakan untuk pengangkatan dari satu hingga beberapa ribu barrel per hari.
Laju produksi dapat dikontrol dari permukaan.
Pasir yang ikut terproduksi tidak berpengaruh terhadap peralatan gas lift.
Tidak dipengaruhi oleh kemiringan lubang.
Peralatan yang bergerak tidak banyak sehingga tidak memerlukan pemeliharaan khusus.
Biaya operasi murah.
Sangat ideal jika injeksi gas hanya sebagai suplemen dan gas formasi jumlahnya cukup.
Peralatan penting (Gas Compressor) dalam gas lift sistem di install di permukaan sehingga mudah untuk perawatan dan perbaikan, peralatan ini juga dapat dipilih dengan bahan bakar gas/elektrik.
Beberapa kekurangan Gas lift yaitu:
Memerlukan gas yang cukup.
Bila gas yang digunakan bersifat korosif akan menambah biaya operasi.
Tidak efisien untuk lapangan yang kecil jika peralatan compression diperlukan.
Problem gas freezing dan hydrate.
Problem safety untuk tekanan gas yang tinggi.
4.2.3. Chemical Foaming Chemical foaming yang biasa digunakan adalah Surfactant. Dalam hal ini Chemical digunakan untuk mengatasi masalah Liquid loading, prinsipnya dengan menurunkan berat jenis sekaligus viskositas dari liquid yang ada tersebut. Caranya yaitu dengan menginjeksikan suatu chemical ke dalam sumur (hingga top perforasi) melalui coiled tubing 3/4”. Dengan bercampurnya chemical dengan air ini, akan terbentuk bubble pada air itu sendiri sehingga berat jenisnya akan menurun. Injeksi Chemical ini bertujuan untuk mengeluarkan Liquid yang menghalangi aliran gas dengan merubah liquid tadi menjadi gelembung-gelembung udara sehingga beban gas akan menurun dan dapat naik ke permukaan melewati gelembunggelembung tersebut. Injeksi ini dilakukan dengan bantuan pipa yang berukuran kecil yaitu sekitar ¾” yang dimasukkan kedalam tubing dan diujungnya terdapat Nozzel atau lubang sebagai tempat keluarnya Surfactant. Dipermukaan rangkaian dilengkapi dengan Chemical tank, Pump, Battery (Solar Cell), Marking Glass, Capillary tubing, Capillary hanger. Sebelum mengaplikasikan Capillary String terlebih dahulu melakukan uji laboratorium untuk mengetahui karakteristik dari liquid begitu pula dengan volume liquid yang akan dijadikan patokan atau acuan untuk pemakaian jenis Surfactant yang tepat dan dapat bereaksi secara maksimum dengan liquid, entah dari salinitas cairan, kemudian temperaturnya, dan seberapa cepat reaksi untuk membentuk busa atau gelembung-gelembung. Kemudian diperlukan perhitungan mengenai rasio volume antara Surfactant dan liquid yang tepat agar tercapainya proses yang optimal. Berikut ini adalah criteria sumur yang dapat diaplikasikan menggunakan Capillary String : Cadangan yang masih ekonomis Jumlah liquid yang cukup banyak Tekanan rendah Merupakan sumur kritis
Proses injeksi Surfactant dijelaskan dalam beberapa poin berikut: Setelah menentukan jenis dan banyaknya Surfactant yang akan diinjeksikan, maka Capillary string dapat di running hingga ujung nozzle berada dikedalaman kolom liquid. Kemudian pompa akan menginjeksikan Chemical setiap beberapa menit sekali tergantung dari waktu yang telah kita setting sebelumnya. Energy pompa berasal dari baterai Solar cell. Chemical turun melalui Capillary tubing menuju kolom liquid. Nantinya akan keluar melalui nozzle dan langsung bereaksi dengan liquid. Ketika bereaksi dengan liquid nantinya akan terbentuk busa yang sangat tebal, seketika itu berat jenis dari liquid akan berkurang dan gas mulai mampu untuk naik ke permukaan. Selanjutnya Chemical akan diinjeksikan secara kontinyu hingga nantinya rate produksi kembali stabil.
Gambar IV-6. Reaksi Chemical dengan liquid (VICO Capillary String Presentation)
Berikut ini adalah kekurangan dari penggunaan Capillary String: Adanya penyumbatan pada capillary tubing Adanya busa yang memperburuk proses pemisahan oil dan water Harus di cek secara berkala Energy baterai untuk mengoperasikan pompa yang berbeda saat malam hari dengan siang hari, karena penggunaan solar cell.
4.3.
Penanganan Masalah Sumur Gas Lapangan Semberah saat ini termasuk lapangan tua atau lapangan matang, karena sudah lama dieksplorasi kemudian kondisi dan kemampuan Reservoir
yang telah menurun. kondisi tersebut langsung
berdampak pada sumur-sumur gas maupun minyak pada lapangan Semberah. Sudah sejak tahun 1974 lapangan semberah beroperasi, tentu saja dengan kegiatan eksplorasi yang telah dilakukan selama kurang lebih 45 Tahun berbanding lurus dengan penurunan laju produksi karena kemampuan
Reservoir
menurun,
cadangan
yang
mulai
menipis
mengharuskan Engineer berpikir keras untuk memaksimalkan produksi pada zona pengurasan yang masih mengandung minyak bumi, jika mungkin mencari zona-zona yang masih memiliki cadangan yang ekonomis. Saat ini telah dieksplorasi kurang lebih 141 sumur yang aktif maupun non-aktif, yang sebagian besar System kompresi berada pada tekanan Very Low Pressure dengan tekanan suction berkisar 25 psi, meskipun begitu masih ada sumur yang memiliki tekanan Medium Pressure . Sebagian besar sumur-sumur PHSS merupakan sumur dengan tekanan yang telah deplesi atau tekanan yang menurun, ditandai dengan rate produksi yang terus menurun bahkan ada beberapa sumur yang
Intermittent. Kondisi ini ditandai dengan kandungan liquid yang mendominasi gas produksi pada lubang bor, ini berakibat pada aliran gas yang dibawah critical rate. Masalah-masalah ini khususnya di PHSS Indonesia diatasi dengan beberapa teknologi modern sesuai dengan tujuan dan penyebab menurunnya produksi di masing-masing sumur. Saat ini telah dikembangkan teknologi Wellhead Compressor, Capillary String. Nantinya akan dipilih teknologi mana yang akan digunakan untuk diaplikasikan pada suatu sumur tertentu, berdasarkan dari keefektifan dan keekonomisan teknologi tersebut. Bisa saja hanya dengan Shut in sumur atau Blow Down masalah tersebut sudah dapat teratasi, oleh karena itu perlu dikaji gejala-gejala yang timbul sebelum menyimpulkan masalah yang terjadi serta penanganannya. 4.3.1. Penentuan Kandidat Sumur Perlunya penentuan kandidat sumur guna mengetahui langkah selanjutnya yang akan dilakukan dalam mengatasi permasalahan produksi secara tepat dan efektif, karena setiap permasalahan akan berbeda pula penanganannya. Berikut ini langkah-langkah yang dapat dijadikan acuan dalam mengambil keputusan penanganan masalah produksi gas.
Gambar IV-7. Langkah-langkah dalam penanganan permasalahan produksi (VICO Capillary String Presentation)
Dari
gambar
diatas
dijelaskan
bagaimana
tahapan
dalam
menganalisa problem produksi, dimulai dengan monitoring perilaku rate produksi gas, bagaimana indikasi yang nampak pada chart apakah menunjukkan ketidakstabilan produksi atau penurunan yang tajam pada pada chart, kemudian dari besarnya tekanan melalui Bottom Hole Pressure Survey apakah menunjukkan akumulasi liquid yang dominan. Apakah nantinya benar-benar ada indikasi liquid loading atau tidak, maka perlu penanganan yang berbeda jika penurunan produksi bukan karena liquid loading, mungkin saja ada factor skin yang menjadi kendala bahkan mungkin saja tekanan yang memang benar-benar depleted. Ini merupakan tahap awal yang menjadi patokan tindakan apa yang akan diambil untuk penanganan selanjutnya.
4.3.2. Identifikasi Liquid Loading Identifikasi Liquid loading dalam produksi sumur gas sangatlah penting, karena ini merupakan masalah yang sering bahkan selalu ada dalam produksi gas yang memiliki gejala penurunan tekanan. Penentuan ada atau tidak kandungan liquid nantinya dapat diperkirakan melalui pembacaan pada Barton chart, RTWS, Pressure survey, atau dengan perhitungan lainnya.
Gambar IV-8. Barton Chart (VICO Capillary String Presentation)
Penentuan liquid loading ini akan menjadi patokan untuk perlakuan selanjutnya bagi penanganan masalah sumur, bisa saja masalah penurunan produksi gas bukan karena liquid loading melainkan hal-hal lain yang tidak terduga, oleh karena itu ini merupakan tahap yang sangat penting sebagai dasar tindakan selanjutnya. Gambar diatas merupakan pembacaan Differential Pressure melalui orifice plate dengan menggunakan Barton chart. Orifice Plate ditempatkan pada flowline, merupakan pelat logam yang berbentuk persegi dan ditengahnya terdapat lubang sebagai media mengalirnya gas, dilengkapi dengan transmitter berupa kabel yang dapat membaca besarnya Differential pressure disajikan dalam bentuk garis-garis grafik pada kertas Barton yang berbentuk bulat. Kertas ini dilengkai dengan indikator-
indikator yang nantinya akan bergerak memutar, kemudian pembacaan indikator-indikator akan digoreskan oleh alat berupa Pen yang secara kontinyu mencatat perkembangan Differential Pressure. Chart yang menunjukkan naik turunnya garis sangat tajam dan terjadi secara kontinyu hal ini menandakan adanya Liquid loading.
Gambar IV-9. RTWHS (VICO Capillary String Presentation)
Saat ini PHSS telah menggunakan teknologi yang lebih mempermudah pembacaan perilaku aliran gas, dan indikator-indikator lainnya. Real time Wellhead Surveillance (RTWHS) membantu Engineer menyediakan informasi perkembangan perilaku aliran dan tekanan sumur secara up to date. Secara perinsip sama seperti barton Chart namun RTWHS lebih akurat dan data terekam dalam system computer. Alat ini dipasang didekat kepala sumur dan langsung terhubung ke Control Room, dilengkapi pula dengan alaram yang akan berbunyi ketika mendeteksi kehadiran manusia atau gangguan lainnya. RTWHS mencatat besarnya tekanan Statik dan Flowing, kemudian Temperature, dan dikonversi menjadi Flowrate yang dikirim ke Control Room setiap 3 detik. Dari tampilan grafik kita dapat mengetahui indikasi adanya Liquid loading
dengan naik turunnya grafik secara tajam, karena adanya ketidakstabilan laju produksi. Identifikasi liquid loading dapat juga diketahui dengan perhitungan Critical Velocity dari produksi sumur gas kita. Jadi ketika laju produksi kita dibawah tekanan kritis, maka itu dapat diindikasikan adanya liquid loading. Biasanya penentuannya menggunakan persamaan dari Turner dan Coleman yang akan menghitung besarnya minimum laju kritis gas. Berikut persamaan yang digunakan. 1
𝜎 4 (𝜌𝑙 − 𝜌𝑔 )1/4 𝑢 = 1.92 𝜌𝑔 1/2
Keterangan : U : Minimum gas velocity, ft/s σ : Tegangan permukaan, dynes/cm ρl : Densitas liquid, lbm/ft3 ρg : Densitas gas, lbm/ft3
Gambar IV.10. Pressure Survey (VICO Capillary String Presentation)
Gambar diatas menjelaskan bagaimana Pressure survey dapat mengetahui informasi yang mendukung identifikasi adanya liquid loading. Biasanya dilakukan ketika Flowing dan saat Static, dengan merekam perubahan tekanan terhadap kedalaman. Ini merupakan metode yang paling akurat, karena kita langsung dapat mengetahui dimana akumulasi atau level liquid berada. Gas memiliki densitas yang rendah ditandai dengan garis yang lebih tajam , ketika menembus level liquid garis pada chart akan lebih landai.
4.3.3. Pemilihan Teknologi Yang Tepat Ada tidaknya indikasi liquid loading nantinya akan tetap dilakukan penanganan terhadap masalah penurunan produksi. Karena factor lainnya tidak bisa diabaikan begitu saja, biasanya akan dilakukan Stimulasi sumur atau Reperforasi. Ini dilakukan untuk memperbesar nilai Permeabilitas batuan agar aliran Fluida di formasi kembali optimal. Namun penanganan akan berbeda ketika terdapat indikasi liquid loading. Penelitian tahap lanjut terhadap perilaku liquid Loading perlu dilakukan guna penanganan yang tepat, karena ada beberapa teknologi yang dapat diaplikasikan. Selanjutnya akan dilakukan penelitian terhadap liquid loading mencakup banyaknya akumulasi liquid, kemudian temperature, salinitas air, dan adanya bakteri pada liquid. Pengujian reaksi liquid terhadap Chemical nantinya akan menentukan cocok atau tidaknya pengaplikasian teknologi Capillary String, ini akan bergantung pada salinitas airnya, kemudian suhu, adanya bacteria, dan ketebalan busa yang akan dihasilkan, pengujian ini dilakukan untuk mengetahui kecocokan liquid dengan chemical yang akan digunakan, setelah itu menentukan dosis yang tepat dari Chemical terhadap jumlah liquid untuk membentuk busa dengan ketebalan dan lama waktu yang optimal dan efektif. Penentuan dosis ini bertujuan mengetahui banyaknya jumlah Chemical yang efektif untuk diinjeksikan ke formasi. Teknologi ini dilengkapi dengan pompa
yang diletakkan dekat dengan Chemical tank yang berfungsi mempompa Chemical secara bertahap tergantung dari setingan waktu dan jumlah Chemical. Chemical diinjeksikan melalui String yang dipasang didalam tubing dan menuju target akumulasi atau level liquid, chemical bereaksi dengan liquid membentuk busa-busa dengan densitas yang lebih rendah, kondisi ini memudahkan gas untuk bergerak naik ke permukaan. Sampai saat ini teknologi ini sangat efektif diaplikasikan di sumur PHSS.
Gambar IV-11. Laboratory Test (VICO Capillary String Presentation)
Namun ketika dari uji laboratorium menunjukkan tidak efektifnya pembentukan busa yang baik dari sample liquid, maka kita dapat menggunakan teknologi lain yang lebih efektif menanggulangi masalah ini. Kita bisa menggunakan WHC, dengan menurunkan tekanan Suction sehingga tekanan di kepala sumur menjadi rendah akhirnya Back Pressure yang dilawan oleg gas semakin kecil dan perlahan gas akan mampu naik ke permukaan. Sebenarnya penggunaan WHC lebih efektif pada sumur
yang memproduksikan Dry gas, namun ada toleransi pada sumur gas yang memproduksikan liquid, kandungan liquid tidak boleh melebihi 100 blpd karena akan merusak komponen WHC. Teknologi lain yang dapat diaplikasikan adalah Plunger Lift, alat ini sangat sederhana intinya hanya mengandalkan Build up Pressure dari tekanan reservoir agar gas mampu naik ke permukaan dan mampu mengangkat liquid. Oleh karena itu diperlukan tekanan minimum yang masih bisa dimanfaatkan yaitu sebesar ± 400 psig. Alat ini bekerja secara otomatis, jadi tidak perlu membutuhkan tenaga manusia untuk membuka atau menutup kepala sumur, karena sudah ada Plunger yang bekerja secara static bergerak sepanjang lubang sumur untuk meningkatkan tekanan Reservoir ((Build up Pressure) dan mendorong liquid. Jadi identifikasi terhadap perilaku laju alir sumur sangat penting dilakukan sebagai langkah awal penentuan tindakan yang tepat pada permasalahan sumur. Penyebab masalah utama penurunan produksi sumur gas pastinya akan berbeda-beda dan penanganan akan berbeda pula, namun harus cermat apabila hanya dengan tindakan sederhana saja yang tidak membutuhkan biaya sudah dapat mengatasi masalah tentunya tidak perlu terlalu terburu-buru mengaplikasikan teknologi Non-konvensional yang membutuhkan biaya dalam operasionalnya.
BAB V KESIMPULAN
Berdasarkan Kerja Praktik yang telah saya lakukan dilapangan Semberah Pertamina Hulu Sanga-Sanga, saya mengetahui profil dari Perusahaan Pertamina Hulu Sanga-Sanga dan kegiatan eksplorasi di Perusahaan ini. Secara umum mengetahui sejarah Perusahaan dan lapangan-lapangan MIGAS milik perusahaan, kemudian keadaan geologi regional, keadaan stratigrafi dan sedimentasi, kondisi reservoir yang berada di lapangan ini. Selain itu dapat mengetahui alur produksi, kegiatan perawatan sumur dan pengalaman mengenai kegiatan Well Intervention
khususnya kegiatan yang berhubungan dengan Treatment
sumur yang dilakukan di Lapangan Semberah. Peralatan penunjang yang modern dan teknologi yang
terus berkembang serta tenaga kerja yang professional
menjadikan Pertamina Hulu Sanga-Sanga salah satu perusahaan yang sangat berpengaruh dalam industry perminyakan Indonesia. Lapangan Pertamina Hulu Sanga-Sanga merupakan mature field, artinya lapangan ini merupakan lapangan tua yang telah lama berproduksi, sehingga kemampuan reservoir akan terus melemah. Seiring dengan waktu penurunan tekanan reservoir pasti akan terjadi disetiap sumur, yang pada awalnya masih Natural Flow seiring waktu tekanan menurun dan air mulai mengintervensi, akhirnya gas membentuk Slug didalam liquid, kemudian disaat kondisi makin parah hanya gelembung-gelembung gas saja didalam akumulasi liquid, sampai akhirnya sumur akan mati. Masalah yang sering terjadi pada sumur gas Lapangan Nilam adalah Liquid loading, yaitu kondisi dimana gas tidak dapat mengalir lagi ke permukaan karena adanya liquid yang menahannya dimana tekanan hidrostatis dari liquid ini mampu menjebak (menahan) tekanan reservoir (gas) yang akan keluar ke permukaan. Ada beberapa cara yang dapat dilakukan untuk mengatasi masalah ini tergantung dari spesifikasi liquid yang menghalangi gas tersebut. Apakah nantinya akan memperbesar kecepatan gas atau mengangkat liquid yang
terakumulasi. Penanganan liquid loading dibagi menjadi 2, yaitu dengan cara konvensional dan modern (Non-conventional). Liquid yang menahan gas ini bisa dari beberapa sumber, diantaranya bisa dari Aquifer Water, sumber aiar dari zona lain, water coning, maupun dari kondensat yang terbentuk dari gas itu sendiri. Masalah-masalah ini khususnya di Pertamina Hulu Sanga-Sanga diatasi dengan beberapa teknologi modern sesuai dengan tujuan dan penyebab menurunnya produksi di masing-masing sumur. Saat ini telah dikembangkan teknologi Wellhead Compressor, Permanen Coil Tubing dan Capillary String. Perlunya penentuan kandidat sumur guna mengetahui langkah selanjutnya yang akan dilakukan dalam mengatasi permasalahan produksi secara tepat dan efektif sangat penting dilakukan, karena setiap permasalahan akan berbeda pula penanganannya. Ada tidaknya indikasi liquid loading nantinya akan tetap dilakukan penanganan terhadap masalah penurunan produksi. Karena factor lainnya tidak bisa diabaikan begitu saja, biasanya akan dilakukan Stimulasi sumur atau Reperforasi dan dengan cara yang lainnya. Namun penanganan akan berbeda ketika terdapat indikasi liquid loading. Penelitian tahap lanjut terhadap perilaku liquid Loading perlu dilakukan guna penanganan yang tepat, karena ada beberapa teknologi yang dapat diaplikasikan. Penyebab masalah utama penurunan produksi sumur gas pastinya akan berbeda-beda dan penanganan akan berbeda pula, namun harus cermat apabila hanya dengan tindakan sederhana saja yang tidak membutuhkan biaya sudah dapat
mengatasi
masalah
tentunya
tidak
perlu
terlalu
terburu-buru
mengaplikasikan teknologi Non-konvensional yang membutuhkan biaya dalam operasionalnya.
DAFTAR PUSTAKA
Akmal, Muhammad. “Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi” . 2010. Tugas Akhir Institut Teknologi Bandung Han, Y. P, “Decision Matrix For Liquid Loading In Gas Wells For Cost/Benefit Analyses Of Lifting Options”, A Thesis Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University, (May 2008) Ozman, B., “Overview of Solution to Prvent Liquid Loading Problems in Gas Well”, A Thesis the Graduate School of natural and Applied Sciences of Middle East Technical University, (Desember 2009) VICO. 2013. “Central Area Operation Philosophy”. Central Area Operation Department.
