Merancang artificial lift : Optimalisasi produksi minyak

Ketika melakukan produksi pada reservoir, pastilah tekanan pada reservoir akan turun mengikuti suatu aturan decline tertentu. Akibatnya kemampuan reservoir untuk mendorong fluida ke dalam lubang bor akan menjadi berkurang.  Jika ini didiamkan lebih lama maka kebutuhan tekanan untuk mendapatkan laju produksi yang diharapkan akan semakin dibutuhkan. Akhirnya kita perlu adanya suatu metoda artificial lift yang tujuannya adalah membantu proses produksi minyak ke permukaan.

Satu satunya cara untuk dapat mempertahankan inflow tetap tinggi serta menurunkan pressure drop pada sumur adalah dengan menjaga tekanan atau dengan melakukan recovery. Namun praktiknya dalam sumur yang diterapkan metoda atificial lift kita hanya bermain pada outflow saja.

Untuk dapat mengetahui performance dari reservoir, kita mengenal tentang IPR dimana diperoleh hubungan Pwf dengan Q. Pada reservoir yang distimulasikan oleh artificial lift, metode perhitungan IPR sama saja dengan metoda perhitungan sumur tanpa arlif.

Analisis pada outflow biasanya sedikit berubah. Karena biasanya artificial lift diletakkan tak jauh dari wellbore. Semua tergantung dari karakteristik sistem produksinya. Bila semakin jauh dari wellbore maka analisis outflow bisa jauh berbeda. Menentukan perbedaan outflow tersebut sangat tergantung kepada metoda artificial lift apa yang kita pilih.

Empat metoda yang biasa digunakan dalam artificial lift adalah Sucker Rod or beam pumping, gas lift, Submersible Pumping, dan hydraulic pumping.

Gas Lift

Proses injeksi gas ke dalam sumur adalah dengan mengalirkan gas ke dalam tubing melalui gas lift valve pada kedalaman tertentu sehingga meningkatkan GLR pada fluida hingga mengalir ke permukaan. Hal ini sangat membantu Pwf yang semakin berkurang karena dengan peningkatan GLR tentu pressure drop selama di tubing akan semakin berkurang. Kedalaman dari gas lift valve sangat bergantung dari tekanan gas injeksi yang tersedia. Semakin dalam valvenya maka semakin besar tekanan injeksi yang diinginkan. Dan juga, semakin dalam valvenya maka kebutuhan injeksi gas akan semakin sedikit karena semakin dalam semakin mendekati bottomhole pressure. Untuk lebih jelas bisa dilihat gambar dibawah ini. Kita masih butuh valve yang lain dalam proses unloading yaitu proses “mematikan” sumur sementara. Hanya saja nanti kita bicarakan mengenai hal ini.

Pada gambar disamping kita dapat melihat ada 2 variabel terpenting dalam mendesign gas lift yaitu mengatur ukuran tubing dan tekanan wellhead. Semuanya berhubungan dengan kedalaman dari valve dan jumlah gas yang diinjeksikan.

Sebagai contoh seperti ini, sejumlah gas diinjeksikan dari permukaan. Seperti apa yang terlihat di gambar di samping, semakin dalam maka semakin tinggi tekanan di dalam tubing yang akan diinjeksikan. Paling tidak tekanan di dalam annulus di kedalaman injeksi tersebut harus lebih besar dari tekanan tubingnya agar gas bisa mengalir. Ya kira kira 50 sampai 150 psi perbedaannya. Intinya semakin dalam lokasi gas injeksi maka semakin besar tekanan annulus yang dibutuhkan.

Kita perlu melakukan perhitungan terhadap berapa jumlah gas optimum yang diinjeksikan. Karena dengan demikian kita bisa mendapatkan jumlah maksimal liquid yang terproduksikan. Untuk dapat menentukan jumlah gas yang optimum tersebut kita perlu gunakan nodal analysis.

A. Well Performance

Cara perhitungan node analysis hampir sama dengan kuliah di teknik produksi. Pemilihan node tergantung dari parameter apa yang mau dianalisa. Jika kita meninjau jumlah gas yang diinjeksikan maka akan lebih mudah jika memilih valve gas sebagai node.

Kondisi Inflow :
Pr -ΔPres – ΔPloss ( dibawah valve) = Pv

Kondisi Outflow :

Pwh – ΔPloss ( di atas valve)= Pv

Tentunya pada kondisi ini tekanan pada wellhead adalah konstan.

Plot Pv Vs Ql (laju liquid) akan menghasilkan dua perpotongan yang merupakan produksi optimal. Perubahan GLR tidak akan merubah profile dari Inflow.

Namun apabila masalah kedalaman dari gas valve adalah variabel yang juga kita rubah, maka memilih node pada Pwf adalah pilihan yang paling tepat karena dengan demikian kita hanya merubah Outflow performancenya saja.

Jika ternyata flowline pada sumur ini begitu panjang maka tekanan pada wellhead tidak akan konstan. Kenapa? Karena semakin panjang pipa akan memperbesar friction loss. Akibatnya kita butuh tambahan gas yang jumlahnya tidak sedikit. Kalau saja ternyata melebihi laju gas optimum maka laju liquid akan berkurang.

 

Untuk mengatasi ini, kita pilih node pada reservoir. Oleh karena itu maka

Inflow

Pr – ΔPres = Pwf

Outflow

Psep +ΔPflowline +ΔP (tubing diatas valve) + ΔP (tubing dibawah valve) = Pwf

Dengan memilih reservor sebagai node inflow tidak dipengaruhi oleh perubahan GLR. Perubahan GLR hanya akan mempengaruhi profil dari outflow. Sehingga pada akhirnya nanti kita akan mendapatkan grafik outflow untuk berbagai GLR.

GLR yang berasal dari formasi harus dihitung terlebih dahulu untuk menentukan ΔP (dibawah valve). Kemudian total dari GLR harus dihitung untuk memperoleh nilai ΔP ( di atas valve). Karena GLR terlalu banyak maka pressure drop di atas valve akan jauh berkurang.

Perpotongan antara inflow dan outflow pada kurva disamping akan menghasilkan laju produksi liquid optimum berdasarkan satu jenis GLRnya. Selanjutnya volume gas yang dibutuhkan dapat ditentukan. Ini didapat dari grafik Laju liquid vs Laju gas yang diinjeksikan.

 

There are no comments on this post.

Tinggalkan Balasan

Isikan data di bawah atau klik salah satu ikon untuk log in:

Logo WordPress.com

You are commenting using your WordPress.com account. Logout / Ubah )

Gambar Twitter

You are commenting using your Twitter account. Logout / Ubah )

Foto Facebook

You are commenting using your Facebook account. Logout / Ubah )

Foto Google+

You are commenting using your Google+ account. Logout / Ubah )

Connecting to %s

%d blogger menyukai ini: