Proposal Ta [PDF]

Citation preview

OPTIMASI LAJU ALIR PRODUKSI DENGAN PEMASANGAN PCTGL PADA SUMUR ‘FR’ DI LAPANGAN ‘YY’



PROPOSAL TUGAS AKHIR



Karya ilmiah sebagai satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik dari Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan



Oleh



AS ARIFURNA 1501067



PROGRAM STUDI S1 TEKNIK PERMINYAKAN



SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI BALIKPAPAN 2019



OPTIMASI LAJU ALIR PRODUKSI DENGAN PEMASANGAN PCTGL PADA SUMUR ‘’FR’’ DI LAPANGAN ‘’YY’’



PROPOSAL



TUGAS AKHIR Oleh : AS ARIFURNA 1501067 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar Sarjana Teknik pada Jurusan Teknik Perminyakan Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan Disetujui oleh : Pembimbing Utama



Pembimbing Pendamping



Markus Lumbaa ST, M.T



Joko Wiyono S.Si, M.T



NIDN. 1113036702



NIDN. 119018501 Mengetahui: Ketua Prodi



Abdi Suprayitno, S.T.,M.Eng NIDN. 1110098502



ii



DAFTAR ISI



I.



JUDUL



II.



TINJAUAN PUSTAKA 4.1. Kemampuan Produksi Suatu Sumur 4.2. Inflow Performance Relationship (IPR) 4.3. Aliran Fluida dalam Pipa Vertikal 4.4. Arificial Lift dengan PCTGL 4.5. Prinsip Kerja PCTGL 4.6. Aplikasi Permanent Coiled Tubing Gas Lift (PCTGL)



III. LATAR BELAKANG IV.



MAKSUD DAN TUJUAN



V.



METODOLOGI



VI.



DAFTAR PUSTAKA



VII. RENCANA DAFTAR ISI



iii



I.



JUDUL OPTIMASI LAJU ALIR PRODUKSI DENGAN PEMASANGAN PCTGL PADA SUMUR FR DI LAPANGAN YY



II.



TINJAUAN PUSTAKA



4.1.



Kemampuan Berproduksi Suatu Sumur Kemampuan berproduksi suatu sumur merupakan tolak ukur dalam mengetahui kemampuan produksi suatu sumur hidrokarbon. Kemampuan produksi ini dinyatakan sebagai indeks produktivitas yang dapat ditentukan dengan persamaan : PI 



q Ps  Pwf



dimana : PI



= Indeks Produktivitas, bfpd/psi



q



= Laju produksi, bbl/hari



Ps



= Tekanan sumur pada keadaan statis, psi



Pwf



= Tekanan aliran dasar sumur, psi Kemampuan produksi sumur umumnya dinyatakan secara grafis yang



dikenal sebagai kurva IPR ( Inflow Performance Relationship ). Kurva IPR ini dibuat berdasarkan hubunghan antara tekanan aliran dasar sumur ( P wf ) dengan laju produksi ( q ). 4.2.



Inflow Performanced Relationship Perencanaan teknik produksi sumur minyak atau gas antara lain diperlukan pengetahuan tentang kelakuan aliran fluida reservoir dari formasi produktif menuju ke lubang sumur. Inflow performance adalah aliran air, minyak, dan gas dari formasi menuju ke lubang dasar sumur 1



yang dipengaruhi oleh productivity indeksnya atau lebih umum oleh Inflow Performance Relationship (IPR). 4.4.1.



Kurva IPR Satu Fasa Kurva IPR (Inflow Performance Relationship) merupakan gambaran secara grafis untuk mengetahui ukuran kemampuan berproduksi



(indeks



produktivitas)



suatu



sumur.



Indeks



produktivitas ini secara matematika dapat ditulis dalam bentuk persamaan Gilbert, yaitu : PI 



qo Ps  Pwf



dimana: PI



=



indeks produktivitas



qo



=



laju produksi, (bpd)



Pwf =



tekanan alir dasar sumur, (psi)



Ps



tekanan statik reservoir, (psi)



=



Untuk sumur natural flow atau gas lift, Pwf dan Ps diukur dengan alat BHP survey (wireline). Sedangkan untuk sumur pompa (ESP dan SRP), Pwf dan Ps dihitung dari data SFL dan DFL yang diperoleh dengan alat sonolog. Kurva ini dibuat berdasarkan hubungan antara tekanan aliran dasar sumur (Pwf) dengan laju produksi minyak (qo). Bentuk kurva IPR satu fasa adalah berupa garis lurus, dimana fluidanya dapat berupa minyak atau juga minyak dan air. Gambar 1 adalah bentuk kurva IPR untuk fluida aliran satu fasa.



2



Ps Pwf



w



qo



Gambar 1. Kurva IPR Satu Fasa (Rubiandini,2000)



4.4.2.



Kurva IPR Dua Fasa Salah satu metode untuk menentukan IPR sumur dengan fluida 2 fasa adalah Metode Vogel. Metode Vogel ini merupakan rumus empiris. Bentuk kurva IPRnya adalah berbentuk lengkungan (Gambar 2).



Pwf



w qo



Gambar 2. Kurva IPR Dua Fasa (Rubiandini,2000)



Metode Vogel ini ditulis dalam bentuk fraksi Pwf/Ps terhadap qo/qmax, yang persamaannya seperti terlihat dibawah ini : qo  Pwf   Pwf     1  0.2     0.8    q max  Ps   Ps 



2



dimana : qmax



= laju produksi maksimum, (bpd) 3



q0



=



laju produksi test, (bpd)



Pwf



= tekanan alir dasar sumur, (psi)



Ps



= tekanan statis dasar sumur, (psi) Perhitungan



awal



untuk



menentukan



kurva



IPR



berdasarkan Metoda Vogel adalah : a. Mempersiapkan data-data penunjang yang meliputi, tekanan reservoir/tekanan statis (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf), serta laju produksi (q0). b. Kemudian melakukan perhitungan harga tekanan alir dasar sumur terhadap tekanan reservoir/tekanan statis (Pwf/Ps). c. Substitusikan harga dari langkah kedua (Pwf/Ps) dan harga laju produksi (q0) kedalam persamaan Vogel dan menghitung harga laju produksi maksimum (qmaks), yaitu : qmaks 



q0  Pwf   Pwf  1.0  0.2   0.8   Ps   Ps 



2



d. Untuk membuat kurva IPR, anggap beberapa harga Pwf dan menghitung harga qo, yaitu : 2   Pwf   Pwf   q0  qmaks 1.0  0.2   0.8    Ps   Ps   



Plot qo terhadap Pwf pada kertas grafik linier. Kurva yang diperoleh adalah kurva kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur. 4.3.



Aliran Fluida dalam Pipa Vertikal



4



Di lapangan migas, untuk suatu bottom hole flowing pressure (Pwf) tertentu, formasi akan memproduksikan fluida melalui tubing. Untuk mengangkat fluida kepermukaan melalui tubing kita harus mengetahui pressure loss akibat aliran fluida di dalam tubing. Dengan mengetahui pressure loss tersebut kita dapat mengetahui tekanan dipermukaan (tubing head pressure) karena bila tekanan dipermukaan kurang dari tekanan atmosfer, fluida tidak akan mengalir kepermukaan dengan rate yang diharapkan. Bila keadaan yang terjadi demikian, kita harus memberikan input tekanan yang kita buat sendiri, baik itu berupa gas lift ataupun pumping. Untuk mengetahui hubungan antara flow rate dan pressure loss pada sistem aliran fluida dalam pipa vertikal pada perencanaan HPU itu sendiri dengan menggunakan persamaan gradien tekanan oleh William Hazen, yaitu:



 100  F  2.083   C 



1.85



 (Q / 34.3)1.85  4.8655  ID



  



dimana: F



= Ft loss per 1000 feet



Q



= laju produksi, (bpd)



C



= konstanta dari bahan yang digunakan dalam pembuatan pipa



ID = diameter dalam pipa, (inch) 4.4.



Artificial Lift dengan PCTGL Di antara beberapa jenis metode Artificial Lift yang ada, salah satu yang sangat populer untuk diterapkan di sumur minyak adalah metode gas lift. Prinsip



kerja



dari



teknik



ini



sangat



sederhana,



yaitu



dengan



menginjeksikan gas kedalam sumur melalui annulus antara casing dengan tubing produksi. Gas ini kemudian akan masuk melalui side pocket mandrel (SPM) kedalam tubing produksi. Dengan masuknya gas tadi kedalam tubing dan bescampur dengan minyak didalamnya, 5



maka gas tadi akan menurunkan densitas minyak tadi menjadi lebih ringan sehingga akan mampu untuk diproduksikan ke permukaan. Permasalahan akan timbul ketika semua faktor saling mendukung bagi si sumur untuk dipasang instalasi gas lift terhadapnya termasuk ketersediaan fasilitas kompresor dan tersedianya cadangan gas yang melimpah, namun kondisi komplesi sumur tadi sendiri yang kurang mendukung. Misalnya sumur-sumur yang dikomplesi dengan sistem monobore, sumur seperti ini tidak mungkin untuk dilakukan instalasi gas lift seperti biasa yang menggunakan SPM sebagai media masuknya gas. Sumur type ini tidak memiliki annulus antara casing dengan tubing produksi, bahkan sumur jenis ini ada yang tidak menggunakan casing, melainkan tubing langsung disemen dengan dinding formasi. Alhasil diperlukan inovasi baru untuk menjawab persoalan ini. Coil tubing Gas Lift hadir sebagai solusi yang efektif dan terbukti dapat meningkatkan produksi sumur minyak yang sudah tidak mampu berproduksi secara natural flow. Tidak adanya annulus dalam sumur bukan menjadi suatu hambatan lagi. Dalam teknik gas lift metode ini, gas tidak diinjeksikan melalui SPM. Gas diinjeksikan kedalam sumur melalui coil tubing yang dipasang didalam tubing produksi. Fluida campuran antara minyak dengan gas injeksi akan mengalir keluar melalui annulus baru, yaitu annulus antara tubing produksi dengan coil tubing didalamnya. Berikut contoh gambar sumur yang dikomplesi secara monobore dan dipasang instalasi coil tubing gas lift terhadapnya.



6



Dengan menggunaka



g



gambar .3 teknik ini, gas tetap dapat diinjeksikan kedalam sumur dan tidak adalagi hambatan dalam pelaksanaan gas lift bagi sumur tersebut, tentu saja tetap harus dilakukan



beberapa



penyesuaian



khusus,



baik



dari



sisi



perhitungan



engineeringnya, maupun dari sisi peralatan dipermukaan. 4.4.1. Konsep Pengangkatan Buatan Sumur Minyak Konsep dasar gas lift adalah mengurangi gradien tekanan di sepanjang lubang sumur. Dengan mengurangi gradien tekanan, tekanan aliran sumur (Pwf) akan 7



lebih rendah. Perpotongan antara aliran masuk dan keluar dalam hubungan kinerja aliran masuk (IPR) menghasilkan laju aliran yang lebih tinggi (Begg, 1991). Persamaan tekanan gradient dalam tubing dapat ditulis (Begg, 1991):



dp d L



dp







+



dL el



dp dL



f



+



dp



(Eq. 1)



dL acc



dp



Where dL elis the pressure gradient due to eledp



vation change, dL f is due to viscous shear and friction loss and dp is due to kinetic energy dL acc



change. Assuming there is kinetic energy change, Equation 1 can be rewritten: 2 dp  ρ L HL + ρg ( 1 − HL ) Cf ρm ( q L + qg ) (Eq. 2) d2 dL +



Ada beberapa faktor yang mempengaruhi gradien tekanan di dalam tubing;



1.Tingkat Aliran Fluida Meningkatkan laju aliran berarti meningkatkan kecepatan fluida. Hal ini mengakibatkan meningkatnya faktor gesekan dan faktor Tahan. 2.Rasio Gas / Cairan (GLR) GLR memiliki efek paling besar pada gradien tekanan aliran dua fase karena menurunkan HL. 8



3.Water Cut Water cut dapat memengaruhi kepadatan cairan sehingga meningkatkan kehilangan gesekan. 4.Viskositas liquid Viskositas cair dapat meningkatkan HL dan tegangan geser. 5.Diameter tubing dan selip Meningkatkan ukuran tubing berarti mengurangi penurunan tekanan.Gas lift bertujuan untuk mengubah GLR dengan menyuntikkan gas ke dalam lubang sumur pada kedalaman tertentu. Metode ini meningkatkan GLR dan menurunkan PWF



4.5.



Jenis jenis PCTGL (Permanent Coiled Tubing Gas Lift)



4.5.1. Monobore Wells Sumur monobor adalah sumur yang menggunakan casing produksi besar. Sebagian besar aplikasi menggunakan casing produksi dengan diameter 3-1/2 "dan 4-1 / 2 ". Filosofi yang digunakan dalam sumur monobore adalah untuk mendapatkan ekstrem di bawah kondisi seimbang selama perforasi awal. Selain itu, metode sumur monobore dapat mencapai aliran gas yang lebih tinggi, karena faktor pembatasan yang disebabkan oleh diameter tubing produksi yang kecil.



9



Sayangnya, sumur monobore tidak memiliki mandrel untuk menampung katup pengangkat gas. Jadi, tidak mungkin untuk menyuntikkan gas lift .



4.5.2 Sumur Konvensional Sumur konvensional biasanya menggunakan tubing produksi dengan diameter 2-7 / 8 "atau 3-1 / 2". Dalam satu selubung, dua sistem tubing produksi dapat dipasang, yaitu sistem atas (short string) dan bawah (short string). Keuntungan menggunakan sistem ini adalah fleksibilitas untuk mendapatkan produksi dari zona potensial. Selain itu, jika ternyata zona tersebut mengandung minyak dengan tekanan alami yang tidak mencukupi, side pocket mandrel (SPM) dapat ditempatkan di mana gas lift disuntikkan untuk membantu cairan terangkat di dalam sumur.



4.6. Aplikasi Permanent Coiled Tubing Gas Lift (PCTGL)



Salah satu kendala dalam melakukan lift gas di monobore adalah tidak memiliki katup lift gas atau side pocket mandrel di mana berfungsi menginjeksikan gas lift ke dalam tabung produksi. Monobore tidak memiliki annulus untuk mengangkut gas ke bawah dan PCTGL diterapkan untuk mengirimkan gas lift ke lubang bawah. PCTGL pada dasarnya adalah tubing baja dengan diameter satu inci dan memiliki nozzle di ujung ekornya.Wellhead khusus diletakkan di mana kita bisa menyuntikkan gas lift ke dalam swab valve dan menghasilkan string melalui valve wing.Gambar berikut menunjukkan perakitan lubang bawah (BHA) dengan sambungan PCTGL. Ini terdiri dari konektor nozzle, centralizer, valve,nipple dan coiled tubing (CT).Flapper ditempatkan di dalam check valve untuk mencegah 10



aliran balik dari annulus ke tabung koil. Nipple ditempatkan di atas check valve di mana alat khusus yang disebut 'dart' dapat dimasukkan saat PCTGL ditarik keluar dari lubang sumur.



(Gambar 4)



III.



(Gambar 5)



LATAR BELAKANG Suatu sumur minyak awalnya memiliki tekanan reservoir tinggi yang dapat mendorong fluida naik ke permukaan. Sejalan dengan diproduksinya sumur tersebut, maka tekanan reservoir menurun sehingga fluida tidak dapat naik ke permukaan. Untuk mengatasi permasalahan tersebut maka digunakanlah metode pengangkatan buatan (artificial lift) yang bertujuan membantu mengangkat fluida naik ke permukaan, Metoda pengangkatan buatan (artificial lift) yang diterapkan pada sumur produksi pada sumur FR di lapangan Y dengan menggunakan Permanent Coiled Tubing Gas Lift (PCTGL).



11



Dalam perencanaan optimasi produksi migas dengan PCTGL ini, prinsip dasarnya adalah Gas diinjeksikan kedalam sumur melalui coil tubing yang dipasang didalam tubing produksi. Fluida campuran antara minyak dengan gas injeksi akan mengalir keluar melalui annulus baru, yaitu annulus antara tubing produksi dengan coil tubing didalamnya. Parameter–parameter ini harus disesuaikan dengan kemampuan berproduksi suatu sumur dan kemampuan artificial lift agar produksi yang diharapkan dicapai secara optimal, karena apabila kemampuan peralatan untuk mengangkat cairan jauh lebih besar dibandingkan dengan kemampuan produksi sumur, maka gangguan kerusakan pada komponen – komponen akan lebih cepat terjadi.



IV.



MAKSUD DAN TUJUAN



Adapun maksud Penulis mengangkat topik ini adalah untuk peningkatan laju alir dengan pemasangan PCTGL pada sumur FR di lapangan YY Dengan tujuan yang ingin dicapai antara lain: a. b. c. d.



Mendapatkan laju alir maksimum pada sumur FR. Mendapatkan grapik ipr dan opr yang tepat pada sumur FR. Mendapatkan desain PCTGL yang tepat pada sumur FR. Mendapatkan laju alir optimum dengan pemasangan PCTGL yang tepat.



12



V.



METODOLOGI Penelitian tugas akhir ini disusun dengan melakukan metode penelitian sebagai berikut:



1. Studi kepustakaan Mempelajari literatur yang berhubungan.



2. Pengambilan data Data-data yang diambil didapatkan melalui pengamatan di lapangan, laporan produksi sumur X, arsip perusahaan serta melalui buku dan literatur yang berhubungan dengan masalah evaluasi penggunaan PCTGL terpasang pada suatu sumur produksi, yang antara lain meliputi : a. Data pressure build up test (PBU), yang meliputi tekanan statis dasar sumur (Ps), tekanan alir dasar sumur (Pwf), t ekanan casing (Pc) dan tekanan tekanan tubing (Pt). b. Data uji produksi yang terdiri atas laju produksi fluida (BFPD), produksi minyak (BOPD), dan besarnya water cut (%). c. Data karakteristik sumur yang meliputi kedalaman total (TVD), kedalaman perforasi, diameter sumur, dynamic fluid level (WFL), static fluid level (SFL) dan kedalaman letak tubing ijeksi.



3. Pengolahan data 13



Pengolahan data yang di dapat dilakukan berdasarkan studi literatur untuk memahami dan mempelajari teori, merumuskan, menganalisa dan menarik suatu kesimpulan yang semuanya saling berhubungan. Data-data yang diolah antara lain : 1. Produktivitas formasi yang ditunjukkan dengan laju produksi optimum yang dicapai suatu sumur dengan menggunakan perhitungan rumus Vogel dalam perhitungan kurva IPR. 2. Evaluasi hasil optimasi produksi PCTGL dimana parameter yang didapat berupa ; A. laju alir maksimum pada sumur FR. B. grapik ipr dan opr C. Desain PCTGL yang tepat pada sumur FR. 4. Analisa hasil perhitungan Hasil perhitungan yang diperoleh dianalisa dan ditarik kesimpulan. Berikut bagan alur metodologi penulisan skripsi ini ;



14



MULAI Studi Literatur



PENGAMBILAN DATA



1. 2. 3. 4.



Ps, Pwf Qoil, Qfluid, water cut Data sumur Spesifikasi PCTGL yang terpasang



PENGOLAHAN DATA



Hasil evaluasi penggunaanPCTGL terpasang pada sumur produksi



ANALISA



KESIMPULAN



Gambar 4. Bagan Alir Proses Evaluasi PCTGL



15



VI.



DAFTAR PUSTAKA



Baker Hughes (2010). ‘’Coil Tubing Solutions,Baker Hughes Manual Handbook, Houston, Texas.’’ Beggs, D. (1991). ‘’Optimization using NodalAnalysis, OGCI and Petroskills Publi-cations,’’ Tulsa, Oklahoma. Brown, Kermit E. 1985 . “The Technology of Artificial Lift Methods”. Volume 1. PennWell Publishing Company. Tulsa. Brown, Kermit E. 1985 .“The Technology of Artificial Lift Methods”. Volume 2a. PennWell Publishing Company. Tulsa. Brown, Kermit E. 1985. “The Technology of Artificial Lift Methods”. Volume 4. PennWell Publishing Company. Tulsa. Prosper (software) (2010), ‘’Petroleum Experts,Edinburgh, United Kingdom.’’’ Vico Indonesia (2010a). ‘’Nilam Field Database.Unpublished meterial.’’ Vico Indonesia (2010b). ‘’Production Rate Data-base 2010. Unpublished material’’.



16



VII.



RENCANA DAFTAR ISI



ABSTRAK KATA PENGANTAR DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL BAB I. PENDAHULUAN II.TINJAUAN LAPANGAN III.TINJAUAN PUSTAKA 3.1. Produktivitas Formasi 3.1.1. Indeks Produktivitas 3.1.2. Inflow Performance Relationship (IPR) 3.2. Aliran Fluida dalam Pipa Vertikal 3.3. Arificial Lift dengan PCTGL 3.4. Prinsip Kerja PCTGL 3.5. Kerusakan pada komponen PCTGL 3.6. Komponen Peralatan PCTGL IV. PEMBAHASAN 4.1. Perhitungan Produktivitas Formasi Sumur X 4.2. Penentuan Q yang Diharapkan (Q desire) 4.3. Penentuan Kedalaman Injeksi 4.4. Evaluasi PCTGL V. KESIMPULAN DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN



17