OPTIMASI PRODUKSI GAS SUMUR LNG#2 LAPANGAN AR-15 TUBAN BLOCK JOB PERTAMINA-PETROCHINA EAST JAVA MENGGUNAKAN SIMULATOR PIPESIM

SETIAWAN, ARIES (2012) OPTIMASI PRODUKSI GAS SUMUR LNG#2 LAPANGAN AR-15 TUBAN BLOCK JOB PERTAMINA-PETROCHINA EAST JAVA MENGGUNAKAN SIMULATOR PIPESIM. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyakarta.

Preview	Text RINGKASAN.pdf Download (58kB) | Preview
	Text ARIES SETIAWAN.pdf Restricted to Repository staff only Download (5MB)
	Text DAFTAR_PUSTAKA.pdf Download (69kB)
	Text 00._HALAMAN_COVER.pdf Download (269kB)

Abstract

RINGKASAN

Sumur LNG#2 adalah sumur gas yang terdapat di lapangan AR-15 Tuban Block
yang saat ini dikelola bersama-sama oleh PT.Petamina EP & Petrochina East Java (JOB
P-PEJ). Saat ini laju produksi gas sumur tersebut 5 MMscf per hari atau setara dengan
energi sebesar 5 MMbtu per hari. Kondisi ini harus dipertahankan hingga 5 tahun
terhitung mulai September 2009, sesuai kontrak kerjasama dengan pihak pembeli.Untuk
itu diperlu dilakukan kajian apakah kondisi reservoir dan kondisi peralatan produksi
permukaan masih dapat menunjang untuk memenuhi kontrak kerjasama tersebut. Sumur
LNG#2 mulai diproduksikan sebagai sumur gas efektif terhitung mulai September 2009
dengan laju alir gas rata-rata mencapai 5 MMscf per hari. Jenis fulida (gas) sumur ini
termasuk kategori dry gas dimana kandungan terbesar berasal dari metana (C1 : 91 %mol)

dengan kandungan pengotor (impuirities) berasal dari nitrogen (N2 : 0,3 %-mol)
dan karbon dioksida (CO2 : 0,5 %-mol).
Optimasi produksi sumur gas LNG#2 dilakukan dengan metode perubahan
ukuran choke (bean-up & bean-down) dan modifikasi pengaturan tekanan kerja
separator untuk menjamin ketersediaan pasokan gas sesuai dengan kontrak yang ada.
Untuk melihat seberapa besar kemampuan gas untuk berproduksi sebesar 5 mmscf per
hari dengan kondisi peralatan produksi permukaan yang ada, maka dilakukan simulasi
menggunakan simulator Pipesim & FPT. Pipesim digunakan untuk melihat kinerja
sumuran secara statis, sedangkan FPT digunakan untuk melihat kinerja sumuran yang
dipengaruhi oleh peralatan produksi pemukaan secara dinamis. Hasil yang diperoleh
nantinya akan memberikan gambaran mengenai kemampuan sumur dan peraltan
produksi permukaan.
Dari hasil simulasi yang diselaraskan pada desember 2009 diperoleh dengan
kondisi peralatan produksi yang sudah ada (existing) sumur LNG#2 mampu
mengalirkan gas sebesar 5.0.45 MMscf per hari dengan ukuran choke 24/64” dan
tekanan separator 415 psi hingga sales point selama 1220 hari dengan kumulatif gas
terproduksi sebesar 6229,32 MMscf dan recovery factor sebesar 51,9 %. Setelah
melihat performa sumur tidak mampu lagi dengan memenuhi pasokan gas sebesar 5
MMscf per hari, maka dilakukan pengembangan yang disebut Tahapan 1 dengan
melakukan optimasi. Optimasi dengan melakukan perubahan ukuran choke dari 24/64”
vi

menjadi 31/64” tanpa melakukan perubahan tekanan kerja separator. Dengan cara ini
sumur LNG#2 mampu mengalirkan gas sebesar 5,069 MMscf per hari selama 240 hari
dengan kumulatif gas yang terproduksi sebesar 1216.8 MMscf dan recovery factor
sebesar 10,14 %. Melihat performa sumuran yang sudah tidak mampu lagi mengalirkan
gas sebesar 5 MMscf per hari, maka dilakukan optimasi kembali dengan cara
menurunkan tekanan kerja separator dari 415 psi menjadi 150 psi, tanpa melakukan
perubahan ukuran choke dan tahapan optimasi ini disebut Tahapan 2. Berdasarkan hasil
simulasi diketahui bahwa sumur LNG#2 masih bisa mengalirkan gas sebesar 5.040
MMscf per hari selama 360 hari dengan kumulatif gas terproduksi sebesar 1843,56
MMscf dan recovery factor sebesar 15,36 %.
Dari hasil keseluruhan optimasi produksi dan perubahan pada sistem kerja
peralatan produksi permukaan maka diperoleh hasil sebagai berikut : produksi kumulatif
aktual terhitung mulai September 2009 selama 88 hari sampai Desember 2009 sebesar
392,13 MMscf dan kinerja produksi berdasarkan simulasi Pipesim & FPT terhitung
mulai penyelarasan pada bulan Desember 2009 selama 1820 hari sampai November
2014 sebesar 9253,39 MMscf. Berdasarkan hasil simulasi yang dilakukan, sumur
LNG#2 mampu berproduksi selama 1908 hari (5,3 tahun) dengan laju produksi gas
sebesar 5 MMscf per hari (setara dengan 5 MMbtu per hari) dan menghasilkan gas
terproduksi sebesar 9654,52 MMscf dengan recovery factor sebesar 80,37 %. Hasil ini
menunjukkan bahwa sumur LNG#2 lapangan AR-15 memenuhi kontrak kerjasama
selama 5 tahun terhitung sejak September 2009.

Item Type:	Thesis (Other)
Subjects:	T Technology > T Technology (General)
Divisions:	Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences
Depositing User:	Eko Yuli
Date Deposited:	20 Jun 2016 02:06
Last Modified:	13 Sep 2023 04:31
URI:	http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/3963

Actions (login required)

View Item