Dasar Teknik Produksi

Operasi Work Over dan Well Service

Swabbing Job

Perforation Job

Zoba Isolation

Remedial Cementing

Problem Kepasiran

Pencegahan dan Penanggulangan Kepasiran

Wireline Unit

Service Tool dan Coiled Tubing

Stimulasi ( Acidizing dan Hydraulic Fracturing)

Jenis kerja yang dilakukan well Jenis kerja yang dilakukan well service diantaranya service diantaranya mmemperbaiki emperbaiki kerusakan peralatan produksikerusakan peralatan produksi, , mengganti unit Artificial Lift.mengganti unit Artificial Lift.

Perforating KUPL Cementing Zone Testing Revise Completion Stimulation Light work over (Well Service)

Recondition Pump Adjust Flow regulator Pump Change

Size Up Size Down

Well Surveillance

5

Teknik Produksi berhubungan dengan bagaimana cara memproduksikan fluida dari reservoir ke permukaan.

Mencakup :• Penentuan dan analisa kemampuan produksi sumur.

• Penentuan jenis “Artificial Lift Method” atau Metode pengangkatan Buatan. • Peningkatan produksi dari sumur Workover/Wellservice, Stimulasi, etc.

Reservoir Engineering

Pro

du

ctio

n

En

gin

eeri

ng

Facility Engineering & Prod Operation

To GS

Productivity Index (PI) :

“indeks yang digunakan utk menyatakan kemampuan suatu sumur untuk berproduksi, pada kondisi tertentu”

PI = Q / (Pr – Pwf) Q = PI (Pr – Pwf)

PI = Productivity index, bbls/day/psi

Well mempunyai PI = 1 bbl/day/psi artinya : “Well ini mampu memproduksikan fluid 1 bbl/day jika terdapat perbedaan

sebesar 1 psi antara pressure di reservoir dengan pressure di dalam lubang sumur”

6

Kermitz E. Brown (1967) telah mencoba memberikan batasan terhadap besarnya produktivitas sumur, yaitu :

•PI rendah jika kurang dari 0.5PI rendah jika kurang dari 0.5•PI sedang jika antara 0.5 sampai PI sedang jika antara 0.5 sampai

1.51.5•PI tinggi jika lebih dari 1.5PI tinggi jika lebih dari 1.5

IPR = Inflow Performance Relationship

“Kurva IPR adalah kurva yang menyatakan hubungan antara tekanan alir di bawah sumur (Pwf) dan laju alir (Q)” “Hubungan ini menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk mengangkat / mengalirkan fluida dari formasi ke permukaan”

Ada banyak cara untuk menentukan IPR Curve, salah satunya adalah dengan menggunakan persamaan PI :

Q = PI (Pr – Pwf)

Sehingga : Pwf = Pr – (Q/PI)

IPR satu Fasa Untuk kondisi transient

Untuk Kondisi Semi Steady State

9

Untuk Kondisi Steady State

Kondisi stedy state (kondisi mantap) terjadi jika tekanan disetiap titik di reservoir tidak berubah terhadap waktu

- Tekanan Reservoir dibawah Bubble Point Pressure (Pr < Pb) – 2 fasa (gas + oil)

- Tidak terjadi kerusakan formasi (S = 0)

Persamaan Standing Persamaan Sukarno aliran 2 fasa

s

rC

A

kh

Bqpp

wAwf 4

306.10ln5.02.141

2

Pwf

200018001600140012001000800600400200

0

Persamaan Wiggins aliran 3 fasa◦ Persamaan IPR – Fasa Minyak

◦ Persamaan IPR – Fasa Air

SumurPwf test

(psia)Q test

(bbl/day)P-res (psia)

Production 1 2496.45 100 3094.94

2

max

8.02.01

r

wf

r

wf

o

o

P

P

P

P

Q

Q

dbblQQ maksoo

/3045339.31494.3094

45.24968.0

94.3094

45.24962.01

1002

max

Natural FlowArtificial LiftSecondary RecoveryTertiary Recovery

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 spasi tertentu.

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.

Gas Lift - Design25

Gas Injeksi

Tidak Produksi

PermukaanFluidaProduksi

PI rendahPr rendah

?

Continuous gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terus menerus ke dalam annulus melalui valve yang dipasang pada tubing, maka gas akan masuk ke dalam tubing.

Intermittent gas lift, yaitu gas diinjeksikan secara terputus-putus pada selang waktu tertentu, sehingga dengan demikian injeksi gas merupakan suatu siklus dan diatur sesuai dengan laju fluida yang mengalir dari formasi ke lubang sumur.

Gas Lift - Design27

• Injeksi gas dihentikan• Fluida reservoir akan mengalir dari reservoir ke tubing• Permukaan fluida mencapai panjang kolom tertentu, yang ekivalen dengan tekanan statik sumur • Gas diinjeksikan dan akan mendorong kolom fluida ke permukaan• Injeksi Gas berfungsi sebagai pendorong kolom fluida dalam tubing

Gas Injeksi

Tidak Produksi

PermukaanFluidaProduksi

PI rendahPr rendah

Gas Lift - Design28

• seluruh kolom fluida dalam tubing akan terdorong ke permukaan dan mengalir ke separator• setelah fluida sampai di permu- kaan, injeksi gas dihentikan dan fluida reservoir kembali mengalir ke dalam tubing sampai mencapai kedalaman tertentu• siklus diulang kembali

Gas Injeksi

PermukaanFluidaProduksi

PI rendahPr rendah

Fluida Produksi

PI BHP Sistem Injeksi

Tinggi Tinggi Continuous

Tinggi Rendah Intermittent

Rendah Tinggi Intermittent

Rendah Rendah Intermittent

PI tinggi : 0.5 BBL/hari/psiPI rendah : 0.5 BBL/hari/psiBHP tinggi : artinya dapat mengangkat kolom cairan minimum 70% dari kedalaman sumur.BHP rendah : kolom cairan yang terangkat kurang dari 70% dari kedalaman sumur.

Prinsip kerja Electric submersible pump adalah berdasarkan pada prinsip kerja pompa sentrifugal dengan sumbu putarnya tegak lurus. Pompa sentrifugal adalah motor hidrolik dengan jalan memutar cairan yang melalui impeller pompa, cairan masuk ke dalam impeller pompa menuju poros pompa, dikumpulkan oleh diffuser kemudian akan dilempar ke luar..

Pompa Sucker Rod

Prinsip kerja dari pompa sucker rod dapat dijelaskan sebagai berikut :Gerak rotasi dari prime mover diubah menjadi gerak naik turun oleh pumping unit terutama oleh sistem pitman crank assembly. Kemudian gerak angguk (naik turun) ini oleh horse head dijadikan gerak lurus naik turun untuk menggerakkan plunger. Instalasi pumping unit di permukaan dihubungkan dengan pompa yang ada dalam sumur oleh sucker rod sehingga gerak lurus naik turun dari horse head dipindahkan ke plunger pompa dan plunger bergerak naik turun dalam barrel pompa. Pada saat up-stroke, plunger bergerak ke atas, di bawah plunger terjadi penurunan tekanan. Karena tekanan dasar sumur lebih besar dari tekanan dalam pompa maka akibatnya standing valve terbuka dan minyak masuk ke dalam pompa. Pada saat down-stroke, standing valve tertutup karena tekanan dari minyak dalam barrel pompa, sedangkan pada bagian atasnya, yaitu traveling valve terbuka oleh tekanan minyak akibat dari turunnya plunger, selanjutnya minyak akan masuk ke dalam tubing. Proses ini dilakukan secara berulang-ulang sehingga minyak akan sampai ke permukaan dan terus ke separator melalui flow line.

Bottom Hole completion

Tubing completion

Tipe Komplesi berdasarkan:- Konfigurasi antara formasi produktif dengan formasi bagian atas dan bawahnya- Tekanan Formasi- Metode Produksi

Peralatan pada formation completion dibedakan menjadi tiga :

open hole completion perforated casing completion sand exclution type completion

casing dipasang sampai puncak formasi produktif yang tidak tertutup secara mekanis, sehingga aliran fluida reservoar dapat langsung masuk ke dalam lubang sumur tanpa halangan

Casing produksi dipasang menembus formasi produktif, disemen kemudian diperforasi pada interval yang diinginkan

Metode ini dipakai untuk mencegah terproduksinya pasir dari formasi produktif yang kurang kompak. Metode yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran ialah liner completion dan gravel-pack completion.

a. Perforated-liner Completion

b. Screen Liner Completion

Komplesi ini digunakan bila beberapa zona produktif yang ingin diproduksi secara bersamaan melalui tubing yang berbeda. Komplesi ini memerlukan beberapa packer.

Sonolog : “SFL & WFL digunakan untuk menghitung Reservoir Pressure (Pr)

& Flowing bottom hole Pressure (Pwf)”

SFL ~ Pr (Reservoir Pressure)WFL ~ Pwf (Flowing Bottom hole Press)

Sering kali PI dinyatakan dengan rumus :PI = Q / (WFL – SFL) dengan unit BPD/ft, bukan BPD/psi

Sonolog :Pr = Hydrostatic Press at static condition

= (h-SFL) * gradient fluid

Pwf = Hydrostatic Press at Flowing Condition

= (h-WFL) * gradient fluid

Dimana :

Gradient Fluid = 0.433 x SGfluid (psi/ft)

SGfluid = (1–WC)*SGoil + WC*SGwater

Dik : 5964 BFPD/439 BOPD/93% WC. SFL = 868 ft dan WFL = 2051 ft. Perforation Depth = 4500 ft SGoil = 0.86 & SGwater = 1.02 Berapakah kemampuan laju alir maksimum (Qmax) ?

1. Kumpulkan data : Q, WC, Perfo Depth (h), SFL, WFL, SGoil, & SGwater

2. Hitung SGfluid : SGfluid = (1–WC)*SGoil + WC*SGwater

= (1–0.93)*0.86 + 0.93*1.02 = 1.01

3. Hitung Gradient Fluida (psi/ft) :

Gradient Fluid = 0.433 x Sgfluid

= 0.433 x 1.01 = 0.437 psi/ft

4. Hitung Pr dan Pwf :

Pr = (h-SFL) * gradient fluid

= (4500 – 868) * 0.437 = 1588 psi

Pwf = (h-WFL) * gradient fluid

= (4500 – 2051) * 0.437 = 1070 psi

5. Hitung Productivity Index (PI) :

PI = Q / (Pr – Pwf)

= 5964 / (1588 – 1070) = 11.5 BPD/psi

6. Hitung Q max yang dapat diproduksikan oleh KB#085 well (Pwf = 0 psi):

Qmax = PI x (Pr – 0)

= 11.5 x (1588 – 0) = 18,283 BFPD

- Cut Type packers

dimana seal berbentuk cup yang bisa menahan tekanan dari 1 arah atau 2 arah bersamaan.

Tension packer (slip/jay – slot combination)

Packer yang diset dengan tension, tubing ditarik dan akan menyebabkan rubber packing mengembang / pack off terhadap casing

Solid – head compression packer

Packer yang diset dengan kompressi, tubing ditekan dengan besaran tertentu yang akan menyebabkan rubber packing mengembang / pack off terhadap casing.

- Mekanik- Hydraulik- Permanent

 memberikan beban rangkaian tubing pada packer. Beban yang diterima packer menyebabkan slip menggigit dinding casing dan beban selanjutnya mengembangkan karet packer hingga menyekat annulus diatas packer dan dibawah packer. Slip yang menggigit dinding casing melindungi packer agar tidak bergerak kebawah sewaktu memperoleh beban dari rangkaian

 Packer Hidrolik

Hydraulic set packer disekatkan dengan cara memberikan tekanan hidraulik untuk menekan penyekat Begitu disekat, packer terkunci oleh tekanan yang terperangkap disekitarnya atau pengunci mekanis. Packer tersebut dapat dilepas dengan mengangkat tubing disertai dengan memutarnya searah jarum jam.

Packer permanen

Alat ini dapat disekatkan dengan berbagai cara yaitu: dengan bantuan electric wireline, drill pipe ataupun tubing. Slip-slip yang saling berlawanan terletak diatas dan dibawah dari karet (packing) untuk menahan packer pada kedudukannya yang benar. Setelah posisi terpasang packer ini tak akan bergeser dari kedudukannya.

Permanent Packer yaitu packer merupakan bagian di antara casing dan tubing, tubing mudah di angkat

Retrievable Packer adalah packer bagian dari tubing string, dengan slip tubing akan melekat ke casing selama packer belum terlepas

Packer mandrel adalah badan utama packers

Seal Element adalah Bagian yang menyekat

Slips komponen mekanis packer dengan bentuk gigi gerigi yang menyentuh ID casing dan mencegah gerakan packer

J slot adalah permukaan bergerigi dengan bentuk J yang mengontrol gerakan slips

Cone adalah silinder tersusun pada bahan packer di mana slip akan masuk untuk menekan gerigi pada dinding casing