Slide Gas Lift [PDF]

Citation preview

1



TEORI DASAR GAS LIFT Pada saat suatu sumur sudah mencapai tahap penyelesaian dan akan mulai berproduksi, awalnya tenaga yang digunakan untuk mengangkat fluida dari dasar sumur ke permukaan adalah dengan menggunakan sembur alam (natural flowing). Sembur alam yaitu memanfaatkan energi yang terkandung didalam reservoir untuk mengangkat fluida ke permukaan. Tekanan reservoir dan gas formasi yang tersedia harus memiliki energi yang cukup untuk mengangkat fluida dari dasar sumur ke permukaan dan dapat mengatasi kehilangan tekanan selama proses aliran sampai ke permukaan. Semakin lama tekanan atau energi tersebut akan semakin berkurang dan suatu saat energi tersebut tidak mampu lagi mengangkat fluida. Kondisi tersebut akan berakibat terhadap penurunan laju produksi dan bahkan akan mengakibatkan sumur tersebut berhenti berproduksi atau mati. Apabila tekanan reservoir terlalu rendah atau laju produksi yang dikehendaki lebih besar dari energi reservoir tersebut, maka harus digunakan metode pengangkatan buatan (artificial lift system). Terdapat dua metode dasar pengangkatan buatan (artificial lift ) yang sering digunakan yaitu pengangkatan buatan dengan menggunakan sistem pompa dan sistem gas lift. Dalam penggunaan artificial lift dengan sistem gas lift maka harus tersedia gas dengan jumlah yang cukup dan mempunyai tekanan yang tinggi untuk dapat mengangkat fluida dari dasar sumur sampai ke permukaan.



2



2.1. Pemilihan Metode Artificial Lift Pemilihan metode artificial lift dilakukan dengan membandingkan kelebihan dan kekurangan masing-masing metode pengangkatan buatan yang sesuai dengan kondisi sumur dan reservoir. Diharapkan dengan memilih metode yang sesuai dengan kondisi lapangan ini proses produksi dapat berjalan dengan efektif dan mencapai laju produksi yang optimum. Pemilihan sistem pengangkatan buatan tergantung pada banyak faktor, selain pemasangan dan operasi. Faktor-faktor tersebut antara lain adalah : 1. Produktivitas Sumur Jenis pengangkatan buatan yang sesuai dengan besarnya laju produksi adalah : 



Produktivitas sumur yang lebih besar dari 10.000 STB / hari dapat menggunakan pompa ESP dan gas lift.







Produktivitas sumur antara 2.000 – 10.000 STB / hari dapat menggunakan pompa ESP, gas lift dan pompa hidrolik.







Untuk sumur yang mempunyai produksi antara 100 – 2.000 STB / hari dapat menggunakan semua jenis metode artificial lift .







Untuk sumur yang berproduksi lebih kecil dari 100 STB / hari dapat menggunakan semua jenis metode kecuali pompa ESP.



2. Tekanan Reservoir Tekanan reservoir sebanding dengan tinggi kolom cairan dalam tubing. Jenis metode yang sesuai untuk tinggi kolom cairan yang lebih besar dari 1/3 kedalaman adalah gas lift (kontinyu), pompa angguk, pompa hidrolik dan ESP.



3



Sedangkan untuk tinggi kolom cairan yang lebih kecil dari 1/3 kedalaman dapat menggunakan pompa angguk, pompa hidrolik, ESP, dan gas lift (intermittent ). 3. Kedalaman Kedalaman sumur menunjukkan temperatur dasar sumur serta energi yang diperlukan



untuk



pengangkatan



buatan.



Adapun



penggunaan



jenis



pengangkatan buatan berdasarkan kedalaman sumur adalah : 



Kedalaman sumur yang lebih dari 12.000 ft hanya dapat menggunakan pompa hidrolik.







Kedalaman sumur antara 10.000 – 12.000 ft dapat menggunakan pompa angguk, pompa hidrolik, dan gas lift.







Kedalaman sumur dibawah 8.000 ft dapat menggunakan semua jenis pengangkatan buatan.



4. Kemiringan Sumur Untuk sumur dengan kemiringan yang besar, pompa angguk tidak dapat digunakan. Penggunaan gas lift sangat sesuai karena tidak banyak peralatan yang dipakai di dalam sumur. 5. Viskositas Cairan Untuk cairan yang berviskositas tinggi jenis metode gas lift atau pompa hidrolik sangat sesuai digunakan. 6. Problema Sumur Problema sumur seperti pasir, parafin, GOR tinggi, korosi, scale dan sebagainya mempengaruhi pemilihan jenis metode artificial lift. Penggunaan metode yang sesuai dengan problema suatu sumur adalah :



4







Pompa angguk baik digunakan pada sumur yang mempunyai problema korosi dan scale , sedangkan sumur dengan problema parafin tidak dapat menggunakan pompa angguk.







Penggunaan pompa hidrolik baik digunakan pada sumur dengan problema parafin dan korosi.







Pompa ESP baik digunakan pada sumur dengan problema parafin dan tidak dapat digunakan pada sumur yang mempunyai permasalahan scale.







Gas lift sangat cocok digunakan pada sumur dengan problema pasir dan GOR yang tinggi. Gas lift tidak dapat digunakan pada sumur dengan problema parafin.



7. Biaya yang meliputi : 



Modal awal.







Biaya operasional bulanan.







Daya tahan peralatan.







Jumlah sumur yang akan diproduksi dengan artificial lift.







Perkiraan waktu sumur berproduksi.



8. Fleksibilitas Mengubah Laju Produksi. Pada gas lift dan pompa angguk mengubah laju produksi dapat dengan mudah dilakukan. Pompa hidrolik dan pompa jet sangat sulit untuk mengubah laju produksi, sedangkan ESP tidak dapat mengubah laju produksi. Perubahan laju produksi disebabkan oleh : 



Penurunan produktivitas sumur sebagai akibat turunnya tekanan statik.







Peningkatan produksi sumur sebagai akibat metode secondary recovery.



5







Kesalahan data uji produksi atau korelasi aliran multi fasa.







Perubahan laju produksi sebagai akibat produksi pasir, water coning.



2.2. Hal-hal yang Mempengaruhi Perencanaan Artificial Lift Ada beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan metode artificial lift antara lain : 1.



Completion Type : Conventional atau Multiple



Tipe seperti ini akan menyebabkan ruang diantara tubing dan casing produksi tidak tersedia cukup luas, sehingga pemilihan metode pengangkatan buatan tidak ditentukan lagi oleh optimum desain atau dengan kriteria secara ekonomis, tetapi oleh physical limitation, kondisi sumur yang vertikal atau directional juga akan mempengaruhi metode pengangkatan buatan. 2. Lokasi Sumur, Onshore atau Offshore Pemilihan pengangkatan buatan yang baik untuk onshore belum tentu baik jika digunakan pada offshore karena keterbatasan ruang yang tersedia di platform (anjungan). 3. Faktor Reservoir -



Water



drive



reservoir



kenaikan



kadar



air



dengan



waktu



produksi



perlu diantisipasi. -



Gas cap drive , kadar air tidak ada, namun GOR yang meningkat perlu diantisipasi.



-



Depletion drive reservoir adanya produksi awal yang tinggi perlu diantisipasi.



6



4. Sumber Tenaga Sumber tenaga yang paling ekonomis adalah gas alam yang terdapat didalam reservoir itu sendiri, tetapi dalam kurun waktu tertentu, tenaga dorong alamiah ini akan menurun sehingga tidak mampu mengangkat minyak ke permukaan, maka diperlukan tenaga buatan. 5. Kondisi Lingkungan Kondisi cuaca di lapangan, misalnya cuaca dingin atau panas digurun pasir akan membatasi ruang gerak dalam pemilihan metode artificial lift yang akan digunakan.



2.3. Prinsip Dasar Gas Lift Proses gas lift dilakukan dengan menginjeksikan gas yang mempunyai tekanan yang relatif tinggi kedalam kolom fluida untuk meringankan dan menurunkan gradien tekanan dari fluida sehingga fluida tersebut dapat terangkat ke permukaan dengan ekspansi dari gas. Secara umum mekanisme pengangkatan fluida reservoir ke permukaan oleh gas yang diinjeksikan ke dalam sumur melalui proses sebagai berikut : a. Menurunkan densitas fluida sehingga akan menaikkan perbedaan tekanan antara reservoir dengan lubang sumur. b. Ekspansi dari gas yang diinjeksikan akan mendorong fluida ke atas. c. Displacement fluida oleh gelembung-gelembung gas akan mengakibatkan aksi atau gerakan seperti piston pada sebuah pompa.



7



Gambar 2.14) Mekanisme Pengangkatan Fluida



8



Pemilihan artificial lift jenis gas lift ini harus disesuaikan dengan kondisi reservoir-nya, antara lain : a. Laju produksi yang relatif tinggi. b. Produktivitas sumur tinggi. c. Tekanan alir dasar sumur relatif tinggi. d. Solution gas dalam cairan tinggi. Pemahaman mengenai prinsip-prinsip dasar mengenai sistem gas lift harus terlebih dahulu diketahui sebelum dilakukan evaluasi pada sumur gas lift. Penurunan tekanan yang terjadi pada semua bagian sistem produksi harus dianalisa untuk menentukan efeknya pada laju produksi dan volume gas injeksi yang diinginkan pada sumur gas lift. Secara garis besar terjadinya aliran pada suatu sumur terdiri dari tiga sistem dasar yaitu reservoir system, vertical system, dan horizontal system. Penurunan tekanan yang terjadi pada masing-masing sistem tersebut dianalisa untuk menentukan laju produksi secara optimum pada sumur yang menggunakan gas lift. Besarnya penurunan tekanan alir dasar sumur tergantung pada dua parameter yaitu banyaknya gas yang diinjeksikan dan kedalaman titik injeksi.



9



Gambar 2.28) Gas Lift Well System



10



Secara umum gerakan fluida dari suatu reservoir menuju dasar sumur dipengaruhi oleh : 



Sifat fisik dari lapisan yang meliputi permeabilitas, jenis batuan, porositas, kandungan lempung, atau kandungan semen di dalam batuan.







Geometri dari pada sumur yaitu letak atau posisi dari sumur terhadap reservoir.







Keadaan reservoir itu sendiri.







Sifat-sifat fisik dari fluida yang mengalir. Semakin tinggi viskositas suatu fluida maka akan semakin besar kehilangan tekanan yang akan mempengaruhi terhadap mobilitasnya.







Perbedaan antara tekanan reservoir dan tekanan alir dasar sumur pada saat terjadi aliran.







Besarnya tekanan reservoir atau tekanan alir dasar sumur terhadap tekanan gelembung yang cenderung akan membentuk sifat aliran yaitu merupakan aliran satu fasa atau lebih.







Tingkat kerusakan lubang bor. Beberapa hal pokok tentang gerakan fluida di dalam lapisan menuju dasar



lubang antara lain adalah productivity index (PI), potensial sumur, inflow performance relationship, dan flow efficiency.



Tekanan Kolom Gas Untuk kesempurnaan dalam desain atau evaluasi sumur gas lift, maka harus diketahui besarnya tekanan gas di dasar lubang. Tekanan gas akan semakin bertambah dari permukaan karena berat dari gas itu sendiri. Bertambahnya tekanan



11



dapat dihitung dengan menggunakan tabel faktor gas yang sesuai dengan nilai specific gravity (SG) gas tersebut. SG dinyatakan sebagai perbedaan antara berat gas dan berat udara. Berat gas pada suatu kedalaman dapat dihitung dengan persamaan : Pcf @ D = Pcf @ S X (1+ F) ..................................................... Dimana :



(2.16)



- Pcf @ D = tekanan gas pada kedalaman. - Pcf @ S = tekanan gas di permukaan. - F = faktor berat gas (dari tabel).



2.4.3.



Perhitungan Volume Gas



Volume gas biasanya dinyatakan dalam standard cubic feet (SCF). Standard cubic feet berarti volume gas yang ditempati pada kondisi standar dalam tekanan atmosfer dan suhu 600F. Pada sistem gas lift, besarnya GLR dan GOR sangat penting. Beberapa persamaan yang digunakan dalam perhitungan volume gas adalah : Qg  GORXQo .........................................................................



(2.17)



GOR 



Qg .............................................................................. Qo



(2.18)



GLR 



Qg ............................................................................... Ql



(2.19)



Keterangan :



Qg



=



Laju produksi gas (MCFD).



Qo



=



Laju produksi minyak (BPD).



GOR



=



Perbandingan laju produksi gas terhadap minyak (Scf/STB).



12



GLR



= Perbandingan laju produksi gas terhadap laju produksi cairan (liquid) (Scf/Stb).



2.4.4. Perhitungan Temperatur Dalam menghitung setting tekanan gas lift valve yang berisi nitrogen, harus diketahui terlebih dahulu pada temperatur berapa katup tersebut akan dioperasikan. Besarnya temperatur sumur tergantung pada ukuran tubing dan laju produksi fluida, temperatur statik permukaan dan temperatur dasar sumur. Dari temperatur statik permukaan dan temperatur dasar sumur, gradien geothermal dapat dihitung dengan persamaan di bawah. Gradien geothermal adalah peningkatan rata-rata temperatur tanah untuk setiap kedalaman 100 ft. Gradien geothermal ( 0F/ 100 ft) = BHT – SST X 100 ............. D Keterangan :



(2.20)



- BHT = temperatur dasar sumur. - SST = temperatur statik permukaan. - D



= kedalaman.



2.4. Metode Injeksi Gas Lift Gas lift merupakan sebuah metode pengangkatan fluida dimana gas yang bertekanan relatif tinggi (minimal 250 psi) yang digunakan sebagai media pengangkat melalui proses mekanis. Terdapat dua macam metode penginjeksian pada instalasi gas lift yaitu : continuous flow dan intermittent flow.



13



2.5.1.



....................................................................................Continuous



Flow Gas Lift Pada metode ini volume gas yang bertekanan tinggi dinjeksikan secara kontinyu ke dalam annulus untuk meringankan kolom fluida sampai tekanan alir dasar sumur berkurang dan menyebabkan sumur dapat berproduksi sesuai dengan laju alir yang diinginkan. Metode ini digunakan pada sumur yang mempunyai productivity index yang tinggi dan tekanan alir dasar sumur yang relatif tinggi.



2.5.2. Intermittent Flow Gas Lift Pada intermittent flow, gas diinjeksikan secara berkala selama selang waktu tertentu, ekspansi dari gas yang bertekanan tinggi akan mengangkat fluida dalam bentuk slug ke permukaan dan dihentikan selama waktu tertentu untuk memberikan kesempatan fluida yang berada dibawah titik injeksi dapat naik ke atas titik injeksi. Setelah fluida terkumpul diatas titik injeksi maka gas diinjeksikan kembali, demikian seterusnya. Gas yang diinjeksikan dikontrol dengan menggunakan time cycle controller (intermitter). Metode intermittent flow gas lift digunakan pada sumur dengan volume fluida yang relatif kecil atau sumur tersebut mempunyai karakteristik seperti productivity index yang tinggi dengan tekanan dasar sumur yang rendah atau harga PI rendah dengan tekanan dasar sumur yang rendah.



14



Gambar 2.6 2) Skema Continuous Flow Gas Lift



15



2.6. Instalasi Gas Lift Secara umum tipe instalasi gas lift dan pemilihannya dipengaruhi oleh metode yang digunakan, apakah continuous flow atau intermittent flow. Penentuan awal tipe instalasi berdasarkan pertimbangan pada kinerja dari sumur tersebut, seperti penurunan tekanan dasar sumur dan PI. Adapun tipe instalasi gas lift antara lain adalah open installation, semi closed installation, dan closed installation. 2.6.1. Open Installation Pada instalasi jenis ini tubing string digantungkan kedalam sumur dengan tidak dilengkapi dengan packer dan standing valve. Gas diinjeksikan ke dalam anulus casing - tubing dan fluida akan bergerak keluar dari tubing. Biasanya instalasi jenis ini cocok dipakai untuk continuous flow gas lift. Namun demikian instalasi ini juga dapat dipakai untuk intermittent flow. Instalasi ini digunakan hanya apabila tekanan alir dasar sumur melebihi tekanan gas injeksi.



2.6.2. Semi Closed Installation Instalasi jenis ini sebenarnya hampir sama dengan open installation, tetapi instalasi ini dilengkapi dengan packer yang berfungsi untuk menyumbat antara tubing dengan casing. Tipe instalasi ini umumnya digunakan pada continuous flow dan intermittent flow. Penggunaan semi closed installation continuous flow biasanya digunakan pada sumur dengan harga PI dan tekanan dasar sumur yang tinggi. Sedangkan pada sumur yang mempunyai harga PI rendah dan tekanan dasar sumur yang tinggi biasanya menggunakan semi closed installation intermittent flow.



16



2.6.3. Closed Installation Instalasi ini hampir sama dengan semi closed installation, tetapi telah dilengkapi dengan standing valve yang dipasang di tubing string. Umumnya standing valve ditempatkan di bawah sumur, tetapi dapat juga dipasang di bawah operating gas lift valve . Standing valve digunakan untuk menjaga formasi dari tekanan gas (apabila diinjeksikan ke dalam tubing) dan sebagai penahan tekanan balik dari kolom fluida di dalam tubing apabila tekanan tersebut lebih besar dari tekanan dasar sumur. Closed installation digunakan pada sumur gas lift dengan intermittent flow.



17



Gambar 2.72)



18



Tipe Instalasi Gas Lift Gas Lift Valve Alat yang paling utama dan merupakan jantung dari sebuah sistem gas lift adalah gas lift valve (GLV). Gas lift valve pada dasarnya sama dengan pressure regulator. Fungsi komponen dari sebuah pressure regulator mirip sama dengan gas lift valve. Pegas pada regulator juga pada gas lift valve menekan stem tip ke arah port. Diaphragm / bellows menyediakan ruangan bila terjadi tekanan yang lebih besar dari tekanan pada port. Bila tekanan lebih besar dari tekanan port, maka stem tip akan menjauh dari port, sehingga valve akan terbuka. Komponen dasar dari sebuah gas lift valve adalah meliputi : a. Bellows / diaphragm. b. Chamber (dome), yang dibatasi oleh ujung bellows, dinding valve dan ujung valve. c. Port, yang dibuka atau ditutup oleh stem tip. d. Stem dan stem tip.



2.7.1. Gas Lift Valve Berdasarkan Fungsinya Berdasarkan fungsinya gas lift valve dapat dibagi menjadi : 1.Katup Unloading Katup unloading berfungsi sebagai jalan masuk gas dari anulus ke tubing, untuk mendorong cairan yang semula digunakan untuk mematikan sumur. 2. Katup Operasi



19



Katup operasi berfungsi sebagai jalan masuk gas dari anulus ke tubing, untuk mendorong fluida reservoir ke permukaan. 3. Katup Tambahan Katup tambahan berfungsi sebagai katup operasi apabila tekanan statik menurun. Pada tahap pertama, injeksi gas akan mengaktifkan katup-katup unloading sehingga cairan untuk mematikan sumur terangkat ke permukaan, dan permukaan cairan dalam anulus akan menurun. Pada tahap berikutnya, setelah semua katup unloading secara bergantian bekerja, permukaan cairan dalam anulus akan mencapai katup operasi. Katup operasi ini akan terbuka selama injeksi, dan gas injeksi akan masuk ke dalam tubing secara kontinyu. Hal ini dapat terjadi, apabila tekanan injeksi gas (dalam anulus) lebih besar dari tekanan aliran dalam tubing. Oleh karena itu, letak katup operasi ditempatkan pada suatu kedalaman, sehingga tekanan aliran dalam tubing lebih kecil dari tekanan injeksi gas di anulus. Penempatan katup operasi ini ditentukan dari titik keseimbangan (yaitu titik dimana tekanan aliran dalam tubing sama dengan tekanan injeksi gas di anulus), setelah dikurangi dengan tekanan differential sebesar 100 psi. Dengan masuknya gas injeksi melalui katup operasi, maka perbandingan gas cairan diatas titik injeksi akan lebih besar dari pada perbandingan gas cairan dibawah titik injeksi. Perbandingan gas minyak yang besar memberikan gradien aliran yang lebih kecil, sehingga kurva gradien alirannya menjadi lebih curam dibandingkan dengan kurva gradien aliran dibawah titik injeksi.



20



Apabila productivity index dan tekanan statik terbaru diketahui, maka tekanan alir dasar sumur yang sesuai dengan laju produksi yang diinjeksikan dapat dihitung.



Apabila perbandingan gas cairan dari formasi diketahui, maka kurva gradien aliran mulai dari dasar sumur dapat digambarkan. Berdasarkan tekanan gas injeksi yang tersedia, garis gradien gas dalam anulus dapat digambarkan dan titik keseimbangan antara tekanan gas dalam anulus dengan tekanan alir dalam tubing dapat ditentukan. Kemudian letak kedalaman katup operasi dapat pula ditentukan pada kedalaman yang mempunyai tekanan alir dalam tubing 100 psi lebih kecil dari tekanan injeksi gas. Apabila tekanan alir di kepala sumur tertentu, maka perlu dinjeksikan sejumlah tertentu gas sehingga memberikan perbandingan gas cairan titik injeksi yang tepat dan menghasilkan gradien aliran diatas titik injeksi yang diinginkan. Gradien aliran ini harus menghasilkan penurunan tekanan sedemikian rupa sehingga tekanan aliran di permukaan sama dengan tekanan kepala sumur. Berdasarkan perbandingan gas cairan yang diperoleh tersebut serta GLRf, maka jumlah gas yang diinjeksikan dapat dihitung.



2.7.2. Klasifikasi Gas Lift Valve Pada suatu sumur, sebuah valve diarahkan kepada dua sumber tekanan yang mengontrol pengoperasiannya. Yang satu diletakkan di dalam tubing dan yang lain di dalam casing. Valve tersebut secara fisik berada pada posisi diantara dua sumber tekanan. Kedua tekanan tersebut mencoba untuk membuka valve tersebut.



21



Adapun jenis gas lift valve yang sering dipakai dalam dunia industri adalah casing operated valve (CO) dan fluid operated valve (FO). Pada casing operated valve, valve akan terbuka berdasarkan tekanan gas didalam casing. Sedangkan pada fluid operated valve bekerja berdasarkan tekanan fluida di dalam tubing. Secara fisik konstruksi dari kedua valve tersebut hampir sama.



22



Gambar 2.82) Skema Casing Operated Valve Dalam aplikasi / pemakaian gas lift valve, dapat dilakukan dengan dua metode, yaitu : 1. Injection Pressure Operated Valve Ciri dari metode ini adalah bila gas yang diinjeksikan ke dalam sumur berhubungan atau kontak langsung dengan bellows dari gas lift valve.



2. Production Pressure Operated Valve Ciri dari metode ini adalah bila fluida yang diproduksikan berhubungan atau kontak langsung dengan bellows dari gas lift valve. Pemasangan dari gas lift valve dalam suatu operasi produksi terbagi menjadi dua metode, yaitu : a. Production Up The Tubing b. Production Up The Annulus



23



Gambar 2.92)



24



Skema Fluid Operated Valve



2.8. Tipe Peralatan Kontrol Gas injeksi Terdapat beberapa cara yang digunakan untuk mengontrol gas injeksi ke dalam sumur. Tipe peralatan kontrol yang digunakan tergantung dari tipe instalasi gas lift yang dipakai. Beberapa tipe peralatan kontrol permukaan antara lain adalah choke control, regulator control dan time cycle controller.



2.8.1.



....................................................................................Choke Control



Choke control merupakan sebuah peralatan yang berfungsi untuk mengatur tekanan alir gas injeksi. Pada instalasi gas lift aliran kontinyu, penggunaan choke control sangat memungkinkan dan merupakan metode yang paling baik untuk digunakan. Choke tersebut ditempatkan pada saluran gas injeksi dan ukurannya disesuaikan dengan volume gas yang masuk kedalam tubing. Pemilihan ukuran choke dapat langsung di permukaan untuk memudahkan memperoleh ukuran choke yang tepat. Permasalahan yang timbul pada choke control adalah terjadinya freezing (pembekuan) karena pengaruh dari suhu gas yang rendah. Fluida sumur yang hangat biasanya dapat menghilangkan permasalahan tersebut. Choke control sering disebut juga dengan adjustable choke valve, karena dilihat dari fungsinya yaitu untuk mengatur rate dari gas injeksi pada suatu instalasi gas lift . adapun pemasangan dari choke dapat dilihat pada gambar berikut ini :



25



Gambar 2.102)



26



Choke Control



2.8.2. Regulator Control Pada intermittent flow, regulator digunakan secara seri dengan choke di permukaan. Apabila tekanan casing naik diatas tekanan yang diinginkan sebelum akhir dari periode untuk naiknya tekanan fluida dalam tubing, maka regulator akan menutup saluran gas injeksi.



27



Gambar 2.112) Regulator Control pada Intermittent Flow Pada continuous flow gas lift, regulator dapat digunakan secara seri dengan choke dan menggunakan sebuah control line yang dihubungkan dengan wellhead. Peralatan ini juga akan menutup saluran gas injeksi pada tekanan tubing yang tinggi. Regulator control juga dapat digunakan secara paralel dengan choke untuk menjaga dari fluktuasi tekanan gas injeksi.



Gambar 2.122)



28



Regulator Control pada Continuous Flow



2.8.3. Time Cycle Controller Time cycle controller digunakan pada instalasi intermittent flow gas lift yang berfungsi untuk mengontrol dan mengatur frekuensi serta selang waktu yang diperlukan untuk melakukan injeksi gas ke dalam sumur. Peralatan ini dapat dikontrol di permukaan sesuai dengan interval waktu yang diinginkan.



Gambar 2.132)



29



Time Cycle Controller



2.9. Keuntungan dan Kerugian Gas Lift System Adapun keuntungan relatif dari penggunaan instalasi gas lift antara lain : 1. Biaya peralatan dan pengoperasian gas lift system relatif lebih rendah dibandingkan dengan artificial lift system lain. 2. Laju produksi yang diinginkan dapat diatur dipermukaan. 3. Pasir yang biasanya ikut terproduksi bersamaan dengan fluida tidak akan mempengaruhi atau merusak peralatan dari sistem gas lift. 4. Karena sedikitnya elemen yang bergerak pada sistem ini akan memberikan jangka waktu perawatan yang lebih lama dibandingkan dengan sistem yang lain. 5. Peralatan paling utama dari sistem ini, yaitu compressor gas, terletak di permukaan sehingga mudah untuk perawatannya dan pengecekannya. 6. Mampu mengangkat cairan dalam jumlah besar. 7. Dapat digunakan pada sumur lepas pantai. 8. Sumber tenaga dapat ditempatkan jauh dari sumur. 9. Sistem ini sangat ideal dipakai pada daerah dengan formasi gas. Kerugian dari penggunaan sistem instalasi gas lift adalah sebagai berikut : 1. Harus tersedianya gas, pernah digantikan gas dengan udara, gas buangan atau nitrogen, tetapi hasilnya adalah biaya yang lebih mahal dan lebih sulit dikerjakan dibandingkan dengan pemakaian gas lokal (berasal dari reservoir itu sendiri). 2. Sifat korosif dari gas dapat menaikkan biaya operasi dari gas lift, sehingga gas yang akan dipakai perlu diolah atau dikeringkan terlebih dahulu.



30



3. Sulit untuk mengangkat emulsi atau minyak kental. 4. Casing harus mampu menahan tekanan injeksi. 5. Perlu pengaman untuk injeksi bertekanan tinggi. 6. Tidak efisien digunakan pada lapangan kecil.



3.2. Data yang Diperlukan Adapun data-data yang diperlukan dalam melakukan evaluasi penentuan letak kedalaman katup sembur buatan kontinyu adalah sebagai berikut : 



Nama Sumur







Kedalaman Perforasi







Tekanan Statik Dasar Sumur (Pr)







Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)







Tekanan Kepala Sumur (Pwh)







Tekanan Kick Off (Pko)







Tekanan Operasi Permukaan (Pso)







Temperatur Permukaan







Temperatur Dasar Sumur







Laju Produksi yang Diinginkan







GLR Formasi







Port Size







Water Cut







SG Gas Injeksi



31







Index Produktivity (PI)







Unloading Gradient







Static Fluid Level







Ukuran Casing







Ukuran Tubing







Kedalaman Mandrel







Laju Gas Injeksi







Spacing Safety Factor







Data Produksi Existing







Data Hasil Desain



3.3. Metode Perhitungan dan Prosedur Analisa Data Metode perhitungan yang digunakan dalam menentukan letak kedalaman katup pada instalasi gas lift aliran kontinyu ini adalah dengan menggunakan metode grafis berdasarkan “pressure travers” dan gradien tekanan gas dalam annulus. Secara umum, biasanya prosedur dalam menganalisa desain gas lift adalah dengan menentukan titik injeksi, jumlah gas injeksi, kedalaman katup, ukuran port, dan setting tekanan dari masing-masing gas lift valve. Pada sumur x, mandrel-mandrel sudah terpasang pada kedalaman 1013 ft MD, 2315 ft MD, 3290 ft MD, 4134 ft MD. Oleh sebab itu, tidak perlu lagi dilakukan penentuan spasi antara kedalaman gas lift valve dan sumur tersebut tidak perlu dilakukan pemasangan ulang mandrel dikarenakan biaya yang relatif mahal. Desain yang dilakukan adalah dengan menentukan letak kedalaman katup operasi dan



32



katup unloading yang sesuai dengan kondisi sumur serta setting tekanan pada masing-masing katup tersebut. Adapun prosedur dalam menentukan letak kedalaman katup beserta setting tekanannya adalah sebagai berikut : 1.



Siapkan sumbu kartesian yang berkala sesuai dengan pressure travers yang digunakan. Gambarkan tekanan pada sumbu datar dan kedalaman vertikal pada sumbu tegak dengan titik asal nol di sudut kiri atas.



2.



Plot titik (Pwh,0)



3.



Tarik garis mendatar pada masing-masing kedalaman mandrel.



4.



Buat garis gradien gas injeksi dari titik Pko sampai pada kedalaman mandrel yang paling bawah. Misalkan pada kedalaman 3000 ft, dari tabel diperoleh faktor berat gas sebesar 0,0868. Hitung tekanan gas pada kedalaman 3000 ft dengan menggunakan rumus : Pcf @ D = Pcf @ S X (1+ F)



5.



Tentukan GLR total dengan menggunakan persamaan sebagai berikut : GLR total = ( Qg injeksi / Ql ) + GLR formasi



6.



Berdasarkan ukuran tubing, Ql, water cut, API gravity minyak, SG gas, dan temperatur alir rata-rata, tentukan pressure travers yang sesuai dan tarik garis gradien aliran dari Pwh sampai pada kedalaman katup operasi sesuai dengan besarnya GLR total.



7.



Kedalaman katup operasi diperoleh dari perpotongan antara GLR total dengan kedalaman mandrel yang mempunyai perbedaan antara tekanan casing dan tubing sebesar 75 psi (spacing safety factor). Apabila pada semua kedalaman



33



mandrel mempunyai perbedaan tekanan yang lebih besar dari 75 psi, maka kedalaman katup operasi dipilih pada kedalaman mandrel yang paling bawah. 8.



Buat garis gradien gas dari titik Pwh dengan menggunakan rumus: Gradien gas = (0,01875 x SG gas x FTP) / 540



9.



Hitung level fluida pada Pwh = 0 dengan menggunakan rumus : D = Perforasi - (Pr / unloading gradient)



10.



Siapkan tabel kolom data. Tabel 3.15) Contoh Tabel Kolom Data



1 2 3 4 5 6 7 8 NO Depth MD Depth TVD Pt grad Pt set Pt min T@L Port size



11 12 13 Pso PO@L PVC@L



11.



14 Psc



15 FT



9 R



10 F



16 17 18 Pb@600F PTRO@600F PTRO@800F



Buat garis gradien unloading dengan menghubungkan titik pada langkah 9 dengan Pr sampai memotong pada kedalaman mandrel dibawah static fluid level dan didapat letak katup pertama.



12.



Perpotongan antara langkah 8 dan 11 adalah merupakan static fluid level.



13.



Perpotongan antara kedalaman katup pertama dengan garis gradien gas injeksi diperoleh nilai PO@L valve ke-1. Sedangkan perpotongan antara kedalaman valve pertama dengan gradien GLR total adalah merupakan Pt gradien valve 1.



34



14.



Tentukan setting tubing pressure (Pt set) pada katup pertama yang lebih besar dari Pt gradien dan lebih kecil dari Pt min. Dalam hal ini dipilih Pt set valve pertama sebesar 350 psi.



15.



Tentukan besarnya port size yang digunakan pada setiap gas lift valve. Dalam hal ini port size yang digunakan pada katup pertama adalah 0,1875 in dengan nilai R sebesar 0,094 dan pada katup kedua sebesar 0,25 in.



16.



Hitung PVC@L pada valve ke-1 dengan menggunakan rumus : PVC@L = PO@L (1-R) + (Pt set x R)



17.



Tarik garis sejajar dengan garis gradien gas injeksi dimulai dari titik PVC@L valve ke-1 sampai berpotongan dengan kedalaman katup dibawahnya dan dicatat sebagai nilai PO@L valve kedua.



18.



Tarik garis sejajar dengan gradien unloading dari titik PO@L valve kedua keatas sampai pada kedalaman katup pertama dan diperoleh nilai Pt min valve pertama. Adapun penentuan setting tekanan dari masing-masing gas lift valve adalah



sebagai berikut : 1.



Pada bagian kanan atas sumbu kartesian buat skala temperatur pada sumbu tekanan dan buat garis gradien temperatur dengan menghubungkan antara temperatur di permukaan (TS,0) dan temperatur pada kedalaman perforasi (TD,D).



2.



Tentukan besarnya temperatur pada kedalaman katup dari perpotongan antara kedalaman katup dengan garis gradien temperatur.



35



3.



Dengan menggunakan tabel tentukan besarnya faktor koreksi temperatur pada masing-masing katup.



4.



Tentukan faktor berat gas dengan menggunakan tabel berdasarkan pada kedalaman masing-masing katup. Untuk katup pertama, prosedur perhitungan setting tekanan buka adalah



sebagai berikut : a.



Tentukan besarnya Pso (surface opening pressure) sesuai dengan nilai Pko yaitu sebesar 610 psi.



b.



Tentukan nilai Psc (surface closing pressure) dengan menggunakan rumus: Psc = PVC@L : (1+ F)



c.



Hitung tekanan dome pada kedalaman katup pada kondisi temperatur standar dengan menggunakan persamaan berikut : Pb@600F = PVC@L x FT



d.



Hitung tekanan buka katup pada kondisi standar dengan menggunakan rumus: PTRO@600F = Pb@600F : (1-R)



e.



Hitung tekanan buka katup pada temperatur ruangan (800F) dengan rumus : PTRO@800F = PTRO@600F : FT@800F Adapun untuk valve kedua karena menggunakan jenis valve screen orifice,



maka tidak terdapat setting tekanan. Berapapun tekanan gas injeksi yang digunakan pada valve jenis screen orifice, maka katup akan tetap terbuka selama tekanan casing lebih besar dari tekanan didalam tubing. Perhitungan yang digunakan pada katup kedua adalah : Pso = PO@L : (1+F)



36



DAFTAR PUSTAKA



1. Brown, K.E., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 1 A, Penn Well Books Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1977. 2. Brown, K.E., “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 2 A, Penn Well Books Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1980. 3. Mian, M.A., “Petroleum Engineering Hand Book for the Practicing Engineer”, Volume II, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1992. 4. ..................... , “Peralatan Produksi”, Laboratorium Konservasi Peralatan, Universitas Trisakti, Jakarta, 1997. 5. ..................... , Well File BP West Java Ltd., Jakarta, 2005. 6. ..................... , “Continuous Flow Gas Lift Design Manual”, Weatherford Company. 7. ..................... , “Gas Lift Surveillance and Troubleshooting Manual”, Weatherford Company. 8. ..................... , Diktat Mata Kuliah Teknik Produksi I, Teknik Perminyakan, AKAMIGAS BALONGAN, Indramayu, 2003.



37



LAMPIRAN



38



Lampiran 1. Continuous Flow Gas lift installation



39



Lampiran 2. Tabel Faktor Tekanan Kolom Gas



40



Lampiran 3.



Tabel Faktor Tekanan Kolom Gas pada SG 0,65



41



Lampiran 4. Tabel Penentuan Faktor Koreksi Temperatur



42



Lampiran 5. Tabel Penentuan R



43



Lampiran 6. Hasil Desain Gas Lift Dengan Software Komputer



44



Lampiran 7. Well Completion Sumur X



2 7/8” Subsurface Safety Valve @ 293’ 1013’



2315’



Gas Lift Mandrel TOL @ 3235’



3290’ 4134’



9 5/8” Casing @ 3356’ 7” Packer @ 4150’



2 7/8” SSD @ 4715’



End Of Tubing @ 4764’



Perforation @ 5810’-5824’



45



7 “ Liner @ 6302’ Lampiran 8. Pipe Line Lay Out Bravo Flow Station Lampiran 8.



Pipe Line Out Bravo Flow Station



46



Lampiran 9.



Grafik Pressure Travers