Available online at: http://jurnal.upnyk.ac.id/index.php./JMEL
Vol 2, No.1 2018 p. 32 - 37
Optimasi Intermittent Gas lift pada Sumur AB-1 Lapangan Brownfield
Mia Ferian Helmy
Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 (Lingkar Utara), Condongcatur, Yogyakarta 55285
Email : mia.ferhel@gmail.com

## ABSTRAK
Sumur AB-1 pada awalnya menggunakan metode artificial lift yaitu continuous gas lift dengan asumsi PI masih besar yaitu 0.5  STB/D/psi.  Seiring  dengan  penurunan  laju  produksi  dan  ketersediaan  gas  yang  semakin  menipis  pada  lapangan brownfield ini, maka sumur ini harus dilakukan analisa dalam menentukan metode produksi yang tepat pada kondisi sumur saat  ini.  Hasil welltest sumur  AB-1  mempunyai  harga  PI  sebesar  0.1  STB/D/psi  dengan  laju  produksi  terakhir  sebesar  23 BFPD. Berdasarkan kondisi ini, maka untuk metode continuous gas lift kurang tepat diterapkan. Metode Intermittent  gas  lift digunakan  apabila  kondisi continuous  gas  lift sudah  tidak  tercapai.  Optimasi  sumur  AB-1 menggunakan simulator PIPESIM  dengan  menganalisa  beberapa  sensitivitas  yakni Wellhead  Pressure (Pwh), Tubing ID dan Gas  Liquid  Ratio (GLR).  Perhitungan  metode intermittent  gas  lift dengan  menganalisa  produktivitas  ( Inflow Performance Relationship ) sumur menggunakan metode Pudjo Sukarno, penentuan lamanya siklus produksi ( cycle ) dan laju produksi, penentuan jumlah gas injeksi dan persentase penghematan gas injeksi.
Hasil perhitungan dari Sumur AB-1 didapatkan peningkatan laju produksi sebesar 20.75 BFPD dari laju produksi sekarang ( existing ) sebesar 23 BFPD menjadi 43.75 BFPD, dengan menginjeksikan gas sebesar 200 MSCFD dan total cycle sebanyak 13  cycle/day.  Dari  perhitungan  dengan  metode  i ntermittent  gas  lift didapatkan  efisiensi  penghematan  gas  injeksi  sebesar 32%.
Kata Kunci : Intermittent Gaslift , Optimasi Produksi, Inflow Performance Relationship dan Volume Gas Injeksi.

## ABSTRACT
At  the  begining  well  AB-1  using  artificial  lift  method  that  was  continuos  gaslift  with  high  PI,  along  with  decreasing  of production  flow  rate  dan  availability  of  the  gas  injection  in  brownfield,  so  this  well  must  be  analyze  to  determined  the appropriate production method under current well condition. Based on the lastest welltest data well AB-1 had PI value 0.1 STB/D/psi with production rate 23 BFPD. Based on this condition, continuous gas lift method is not appropriately applied. This paper woud analyzed to change the gaslift method, from continuous became intermittent gas lift.
Intermittent gas lift method has limitations PI and production rate which is lower than continuous gas lift.The analyzation of    production  optimization  with  intermittent  gas  lift  method  use  PIPESIM  simulatorwith  some  sensitivity  ei.  Wellhead pressure (Pwh), ID tubing and gas liquid ratio (GLR), while productivity performance (Infow Performance Relationship) is calcuated  with  Pudjo  Sukarno  method,  production  cycle,  production  rate,  volume  of  injected  gas  and  efficiency  of  gas injected volume.
The  results  of  the  analysis  are  Well  AB-1  has  production  rate  gain  amount  20.75  BFPD  from  23  BFPD  became  43.75 BFPD  with  injected  gas  volume  200  MSCFPD  and  total  cycle  13  cycle/day.  This  intermittent  gas  lift  design  affected  gas injection volume efficiency amount 32%.
Keywords: Intermittent  Gas  lift,  Production  optimization,  Inflow  Performance  Relationship,  and  Gas  Injection  Volume.

## I. PENDAHULUAN
Metode gas  lift pada  sumur  AB-1  di  lapangan Brownfield yang  saat  ini  diterapkan  adalah continuous  gas  lift .  Seiring dengan penurunan laju produksi dan ketersediaan gas yang semakin menipis pada lapangan ini maka sumur kajian harus dilakukan analisa dalam menentukan metode produksi yang tepat pada kondisi sumur saat ini. Berdasarkan hasil welltest sumur  AB-1  ini,  metode continuous gas  lift kurang  tepat  diterapkan.  Hal  ini  sesuai  menurut  batasan  penerapan  untuk sumur sumur dengan PI dibawah 0.5 STB/D/psi dengan laju produksi dibawah 100 BFPD akan lebih tepat jika diterapkan metode intermittent gaslift guna melakukan optimasi produksi  (Ayatollahi Shahaboddin, et al. 2004). Intermittent gas lift adalah sistem gas lift dengan injeksi gas secara periodik (putus putus/ tidak kontinyu).Terdapat 2 (dua) periode  dalam intermittent  gas  lift,  yaitu: Periode  penutupan  ( shut-in ),  pada  saat  sumur  ditutup  (injeksi  gas  tidak dilakukan), fluida dari formasi masuk ke lubang bor, yang besarnya tergantung pada drawdown yang diciptakan. Waktu penutupan  ini  diatur  sedemikian  rupa  sehingga  jumlah  cairan  yang  terkumpul  di  lubang  bor  mencapai  jumlah  tertentu. Waktu penutupan ini tergantung pada kedalaman sumur, Productivity Index , jumlah gas injeksi yang tersedia, kombinasi antara tekanan di permukaan  (kepala sumur dan annulus ), berat kolom  gas, tekanan hidrostatik cairan dalam tubing dan tekanan buka katup operasi. Dan periode berikutnya adalah Periode Produksi yaitu pada saat tekanan gas dalam annulus cukup untuk membuka katup operasi, maka gas injeksi akan masuk kedalam tubing dan mendorong kolom cairan ( slug ) kepermukaan.  Umumnya  gas  akan  bergerak  lebih  cepat  dibandingkan  dengan slug cairan,  sehingga  gas  mempunyai kemungkinan  untuk  menembus slug cairan.  Hal  ini  menyebabkan  sebagian    dari  cairan  akan  jatuh    kembali  ( liquid  fall back )  ke  dasar  sumur  dalam  bentuk  tetesan  cairan  atau  sebagai  lapisan  tipis/ film di  dinding  tubing.  Jika slug cairan mencapai  permukaan,  tekanan  tubing  pada  kedalaman  katup  operasi  akan  menurun  sehingga  meningkatkan  laju  gas injeksi  kedalam  katup.  Hal  ini  menyebabkan  berkurangnya  gas  dalam annulus dengan  cepat  sehingga  terjadi penurunan tekanan  gas  dalam annulus .  Apabila  penurunan  tekanan  tersebut  mencapai  tekanan  tutup,  maka  katup  operasi  akan tertutup.  Periode  selanjutnya  setelah  penutupan  ini  adalah  periode  stabilisasi  yaitu  cairan  yang  jatuh  pada  saat  periode aliran akan terkumpul ke dasar sumur dan menjadi bagian dari slug berikutnya yang akan didorong. Liquid fall back disini dapat  mengindikasi  kontrol  keberhasilan intermittent  gas  lift karena  dapat  memperhitungkan  berapa  banyak recovery volume slug (minyak) yang terproduksi.
Optimasi  sumur  AB-1  menggunakan  simulator  PIPESIM  dengan  menganalisa  beberapa  sensitivitas  yakni Well  head Pressure (Pwh),  Tubing  ID  dan Gas  Liquid  Ratio (GLR)  sedangkan  perhitungan  metode intermittent  gas  lift yaitu menganalisa  produktivitas  ( Inflow  Performance  Relationship )  sumur  menggunakan  metode  Pudjo  Sukarno,  penentuan lamanya siklus produksi (cycle) dan laju produksi, penentuan jumlah gas injeksi dan persentase penghematan gas injeksi. Diharapkan  dari  penggunaan  metode  intermittent gas  lift ini  memberikan  peningkatan  hasil  dari  kondisi  terpasang ( existing )  sebesar  23  BFPD  menjadi  43.75  BFPD,  dengan  menginjeksikan  gas  sebesar  200  MSCFD  dan total  cycle sebanyak 13 cycle/day dan didapatkan efisiensi penghematan gas injeksi sebesar  32%.

## II. METODE
Tahap  awal  pada  penelitian  ini  adalah  pengumpulan  data-data  Sumur  AB-1.Data-data  yang  diperlukan  berupa  data tekanan dari analisa well testing , data sumuran dan data produksi existing . Selanjutnya adalah dengan melakukan analisa produktivitas  sumur  dengan  membuat  kurva  IPR  menggunakan  metode Pudjo  Soekarno .  Asumsi  yang  digunakan  pada metode ini adalah fluida yang mengalir dari formasi ke dalam lubang sumur terdiri dari tiga fasa yaitu gas, minyak, dan air.  Langkah  berikutnya  adalah  melakukan  analisa nodal dengan  membuat  sensitivitas  pada  berbagai  parameter  yaitu Wellhead Pressure (Pwh), Tubing ID dan Gas Liquid Ratio (GLR) terhadap IPR, guna menentukan penyelarasan terhadap kondisi existing sumur.  Pada  perhitungan  sensitivitas  ini  digunakan  Simulator PIPESIM dengan  membuat  grafik hubungan IPR dengan berbagai besaran pada parameter Pwh , Tubing ID dan GLR .Dan langkah terakhir adalah melakukan perhitungan  optimasi intermittent  gas  lift yaitu  perhitungan  lamanya  siklus  produksi  ( cycle ),  perhitungan  jumlah  gas injeksi  peningkatan  produksi  yang  dihasilkan,  serta  persentase  penghematan  gas  injeksi.Sehingga  dari  hasil  sensitivitas dan optimasi intermittent gas lift ini didapatkan peningkatan Laju Alir (Qo) yang optimum.
Gambar 1. Metode Penelitian
START Pengumpulan Data Perhitungan produktifitas sumuran
(IPR) dengan metode Pudjo Sukarno
Analisa optimasi Intermittent gas lift Analisa  nodal dengan sensitivitas Pwh, ID Tubing, GLR Laju alir optimum FINISHED YES NO

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN
Berdasarkan  hasil welltest pada  sumur  AB-1,  sumur  tersebut  mempunyai  nilai  PI  sebesar  0.1  STB/D/psi  dengan  laju produksi  terakhir  23  BFPD  pada  tekanan  reservoir  sebesar  742  psi.  Berdasarkan  kondisi  ini  maka  sumur  AB-1  masih dapat  dioptimasi  dan  memungkinkan  untuk  diubah  metode  menjadi intermittent  gas  lift .  Hal  ini  sesuai  dengan  batasan penerapan untuk sumur dengan PI dibawah 0.5 STB/D/psi dengan laju produksi dibawah 100 BFPD pada ukuran tubing 2 inch, akan lebih tepat jika diterapkan metode intermittent gas lift.
Perhitungan  produktivitas  untuk  sumur  AB-1  menggunakan  metode  Pudjo  Sukarno  dengan  asumsi  aliran  tiga  fasa  dan water  cut sebesar  75%  dari  perhitungan  didapatkan Absolute  Open  Flow  Potential (AOFP)  untuk  sumur  AB-1  sebesar 74.7 BFPD dengan laju produksi saat ini ( existing ) adalah sebesar 23 BFPD. Dari grafik terlihat bahwa perolehan sumur ini masih sekitar 30% dan masih bisa ditingkatkan menggunakan intermittent gas lift . Grafik IPR disajikan pada Gambar 2.
Gambar 2. IPR Sumur AB-1
Distribusi aliran sepanjang tubing dari sumur  AB-1 ini menggunakan cara penyelarasan korelasi aliran ( flow correlation matching ). Flow correlation matching ini dilakukan untuk penyelarasan data pengujian terhadap beberapa metode korelasi aliran untuk mendapatkan korelasi yang tepat. Dari penyelarasan didapatkan metode yang paling tepat digunakan adalah metode Orkizewski dengan  asumsi  korelasi  cocok  digunakan  untuk  perhitungan  kehilangan  tekanan  di  tubing,  2  Fasa dengan flow  regim  bubble,  slug,  annular-slug  transition dan annular  mist. Dimana  setelah  dilakukan  penyelarasan korelasi aliran hasilnya mendekati dengan kondisi di sumur AB-1. Perhitungan  selanjutnya  adalah  menentukan outflow menggunakan  analisa  nodal  dengan  membuat  beberapa  sensitivitas beberapa  parameter  yaitu Wellhead  Pressure (Pwh), Tubing  ID dan Gas  Liquid  Ratio (GLR).  Dari  sensitivitas  tersebut diperoleh harga yang mendekati kondisi existing sumuran. Hasil perhitungan berupa grafik ditampilkan pada Gambar 3, Gambar 4 dan Gambar 5.
Gambar 3. Sensitivitas Wellhead Pressure (Pwh) terhadap IPR
Gambar  3. Merupakan perhitungan  menggunakan sensitivitas harga Pwh 50 Psi, 100 Psi, 150 Psi, 200 Psi dan 250 Psi didapatkan harga Wellhead Pressure yang sesuai  yaitu 200 Psi dengan nilai laju produksi 23 BFPD yang sesuai dengan kondisi sumuran sekarang. Hal ini terlihat pada perpotongan grafik IPR dan Pwh diatas.

## Gambar 4. Sensitivitas Tubing ID terhadap IPR
Perhitungan  menggunakan  sensitivitas  nilai  Tubing  ID  1  in,  1.5  in,  2  in,  2.441  in  dan  3  in,  didapatkan  nilai  Tubing  ID yang mendekati keadaan existing yaitu 2.441 in. Ukuran Tubing ID ini menghasilkan laju produksi sebesar 23 BFPD.
Dari perhitungan menggunakan sensitivitas Gas Liquid Ratio (GLR) 5000 SCF/STB, 10000 SCF/STB, 16000 SCF/STB, 20000  SCF/STB  dan  25000  SCF/STB  didapatkan  GLR  yang  sesuai  dengan  kondisi existing yaitu  sebesar  16000 SCF/STB. Dari GLR ini dihitung kebutuhan gas injeksi dan didapatkan harga sebesar 295 MSCFD.
Gambar 5. Sensitivitas Gas Liquid Ratio (GLR) terhadap IPR
Setelah  didapatkan  penyelarasan  dengan  kondisi existing ,  selanjutnya  adalah  menghitung  totalsiklus  ( cycle )  yang dibutuhkan  dan  didapatkan  harga  sebesar  13  cycle/D  dengan  menginjeksikan  gas  sebesar  295  MSCFD  didapatkan  laju produksi sebesar 43.75 BFPD. Dari laju injeksi yang didesain didapatkan persentase penghematan gas injeksi sebesar 32% dan mengalami peningkatan produksi sebanyak 20.75 BFPD.

## IV. KESIMPULAN
1. Sumur  AB-1  Lapangan Brownfield mengalami  penurunan  produktivitas  formasi  sehingga  harus  merubah  metode produksi yang sebelumnya adalah continuous gas lift yang sesuai untuk harga PI tinggi menjadi intermittent gas lift dengan PI rendah yang diharapkan bisa meningkatkan laju produksi dengan ketersediaan gas injeksi yang terbatas.
2. Hasil penyelarasan metode continuous gas lift memperoleh harga wellhead pressure (Pwh) 500 Psi, Tubing ID 2.441 in dan Gas Liquid Ratio sebesar 16000 SCF/STB.
3. Dari perhitungan harga GLR diatas, didapatkan gas injeksi sebesar 295 MSCFD.
4. Perhitungan  laju  produksi  mendapatkan  nilai  sebesar  43.75  BFPD  yang  berarti  terjadi  peningkatan  laju  produksi sebesar  20.75 BFPD  dari laju produksi existing yaitu 23 BFPD, dengan menginjeksikan gas sebesar 200 MSCFD dan total cycle sebanyak 13 cycle/day . 5. Dengan metode intermittent gas lift dapat mengefisiensikan penggunaan gas injeksi sebesar 32 %.

## DAFTAR PUSTAKA
Beggs, Dale. 1991. Production Optimization, Using Nodal Analysis. Oil & Gas Consultans International Inc., Tulsa,
Oklahoma. 197 p.
Takacs, G. 2005. Gas Lift Manual . Petroleum Engineering Department, University of Miskolc, Hungary. Chapter 6.
Ayatollahi  S.,  Narimani  M.  and  Mahmood  M.,  JPSE 42.  2004. Intermittent  gaslift  in Aghajari  oil  field,  a  mathematical Study .  P. 245-255.
M. Solesa, S. Cveticanin, G. and Gligoric. 1991. POVLIFT: A Computer Program for Designing and Optimizing Intermittent Gas Lift.
Z.G. Xu, M. Golan. 1989. Criteria for Operation Stability of Gas-Lift Wells.
K.K. Lo. 1992. Optimum Lift-Gas Allocations Under Multiple Production Constraints.
Sasongko, D. 2013. Optimasi Produksi dengan Metode Analisa Nodal dan Perencanaan Inttermittent Gas lift berdasarkan Penggunaan Gas Injeksi Sumur X-295”. ( S kripsi). Yogyakarta: Teknik Perminyakan, UPN “Veteran” Yogyakarta.