Select Page

“Gas Lift bukan salah satu teknik EOR..melainkan salah satu artificial lift method (karena gas diinjeksikan hanya dalam wellbore untuk membantu mengangkat fluida ke permukaan), sekiranya gas diinjeksikan ke dalam reservoir spt halnya CO2 Injection atau Nitrogen Injection,baru bisa dikategorikan sbg salah satu EOR Techniques.”



Tanya – Iwan Ludwig Boeky


Dear Rekan Migas,

Saya mohon bantuan rekans untuk memberikan pencerahan mengenai Gas Lift dan pemilihannya(data2 apa saja yg diperlukan).
Tks.


Tanggapan 1 – Johanes Anton Witono
Pak Iwan,
Gas Lift adalah salah satu teknik EOR (enhanced oil recovery). Saat produksi sumur menurun dan produksi air meningkat, tekanan dari reservoir sudah tidak mampu melawan tekanan hidrostatik di tubing sehingga produksi minyak sulit mencapai ke permukaan. Gas lift akan menurunkan berat jenis cairan sehingga tekanan hidrostatik di tubing pun turun, sehingga membantu produksi minyak ke permukaan.

Saya kurang paham pemilihan gas lift apa yang dimaksud. Tapi kalau teknik injeksi gas lift, di lapangan kami, secara garis besar ada 2 teknik:
1. Injeksi melalui Annulus Casing. Teknik ini digunakan untuk sumur-sumur yang tubingnya dilengkapi dengan gas lift valve (mandrel).

2. Injeksi melalui Tubing. Teknik ini digunakan untuk sumur-sumur tempo doeloe yang pada waktu completion tidak dilengkapi dengan gas lift valve (mandrel) pada tubing.

Pengamatan saya, pemilihan metoda EOR harus sesuai dengan karakteristik reservoirnya. Jadi data-data apa saja yang dibutuhkan, saya pikir teman2 reservoir engineer mungkin lebih paham.


Tanggapan 2 – Zein Wijaya


Kalo boleh sedikit koreksi Pak Anton, Gas Lift bukan salah satu teknik EOR..melainkan salah satu artificial lift method (karena gas diinjeksikan hanya dalam wellbore untuk membantu mengangkat fluida ke permukaan), sekiranya gas diinjeksikan ke dalam reservoir spt halnya CO2 Injection atau Nitrogen Injection,baru bisa dikategorikan sbg salah satu EOR Techniques.
Demikian untuk informasinya.


Tanggapan 3 – Johanes Anton Witono


Pak Zein,
Terima kasih buat koreksinya. Sering ketuker2 nih antara artificial lift dan EOR.
Jadi kalau gas-nya diinjeksi ke wellbore disebut artificial lift, sedangkan jika gasnya diinjeksi ke reservoir disebut EOR??

bagaimana dengan implementasi pompa seperti ESP atau pompa angguk, apakah disebut artificial lift atau EOR??

mungkin pak Zein bisa bantu saya merefresh apa saja yang termasuk dalam secondary recovery dan tertiary recovery di EOR?

Terima kasih buat pencerahannya,



Tanggapan 4 – Zein Wijaya


Pak Anton untuk ESP dan Pompa Angguk juga dikategorikan sbg Artificial Lift karena tujuan untuk membantu mengangkat fluida dari wellbore ke permukaan. Salah satu penyebabnya dapat dikarenakan rendahnya tekanan dari reservoirnya shg pengangkatan fluida ke permukaan tdk optimal. Ibarat kata: Artifical lift mirip fungsinya dengan jet pum
p yg ada di rumah rumah untuk mengangkat air dari sumur., dan megalirkannya ke keran bak mandi etc.

 
Menjawab pertanyaan Pak Anton ttg apa saja yg dikategorikan secondary dan tertiary recovery, berikut penjelasan singkatnya:
Pada umumnya perolehan minyak (Oil Recovery) dari reservoir dapat dibagi menjadi 3 tahap:
– Primary Recovery Phase: Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan berdasarkan mekanisme pendorong alamiah yg ada dalam reservoir spt: Gas cap drive, water drive, Gravity Drainage etc.
– Secondary Recovery : Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dgn menginjeksikan water / gas (Immiscible gas) ke dalam reservoir
– Tertiary Recovery (EOR) : Pada tahap ini, minyak dapat diproduksikan dengan menginjeksikan Chemical (Polymer/ Alkaline Surfactant Polymer),Thermal (Steam), Miscible Gas (CO2 Injection).
 
Pada tahap Secondary dan EOR, umumnya ada fluida dari yg diinjeksikan ke dalam reservoir melalui sumur sumur injeksi. Untuk Primary recovery, minyak dapat diproduksikan hanya dengan mengandalkan mekanisme pendorong alam yg ada dalam reservoir.
RF (Recovery Factor) untuk primary recovery umumnya berkisar antara 5 – 20 % (tgt karakteristik reservoir dan fluidanya)
RF untuk secondary recovery umumnya berkisar antara 20 – 40 % (tgt karakteristik reservoir dan fluidanya)
RF untuk tertiaty recovery umumnya berkisar antar 40 – 70 % (tgt karakteristik reservoir dan fluidanya)
 
Perlu ditegaskan Artifical lift bisa dipakai pada tahap primary, secondary atau EOR. Pemilihan artificial lift mana yg akan dipakai tgt karakteristik reservoirnya (bisa dilihat pada attachment yg saya kirimkan di email sebelumnya)
 
Sekiranya Pak Anton butuh informasi yg lebih detail ttg EOR ini, mungkin bisa saya kirim informasi via japri, krn file attachment cukup besar..
 
Kebetulan saya pernah punya pengalaman di berbagai macam proyek EOR: Steam Inj (CPI DSF), CO2 Injection  (Statoil, Heidrun Field) dan Chemical Injection (Polymer/ASP – Captain Field Chevron UK)
Saya akan coba tulis pengalaman EOR project ini nantinya di buku pintar migas,,,


Tanggapan 5 – Zein Wijaya

Pak Iwan, sebelum menentukan jenis artificial lift dan completion type suatu sumur, data data yg harus dipertimbangkan adalah sbb:

Saya attachkan juga file untuk mendesign gas lift di email ini (Ada 62 halaman), mulai dari pemilihan metode artificial liftnya..semoga bisa membantu.

Mohon bantuan Mas Budhi untuk menguploadnya ke millist Migas…karena file attachment size sekitar 1.1 Mb (tidak bisa dikirimkan via email)


Completion Selection and Design Criteria

Well completion designs will vary significantly with:

• gross production rate;
• well pressure and depth;
• rock properties;
• fluid properties;
• well location.
Typical ranges for various classes of completions and the design implications are presented in Table 1. This table, of course, represents a partial list of well parameters; there are many other variables that figure into a given completion design. Given the variety of production conditions around the world, definition of the thresholds is naturally somewhat nebulous (a low production rate in a Middle Eastern well wou
ld be considered a very respectable rate in many North American fields). However, this table gives a general idea of the range of design considerations.

  Table 1: Completion Design Considerations
Well Parameters Design Implications
High Production Rate:
(1500-10,000 B/D liquid [160-16,000 m3/d]; 35-140 MMSCF/d gas [1 – 4 106 m3/d]).
 Significant frictional pressure losses; Large diameter tubing (>2 7/8 in. or 73 mm); Large diameter casing (>5 1/2 in. or 140 mm); Special artificial lift equipment; Thermal contraction/expansion equipment; Erosion control equipment
Low Production Rate:
(<30 B/D liquid [5 m3/d]; < 1 MMSCF/d gas [30 103 m3/d]). Artificial lift required; Paraffin buildup problems; Special attention to operating costs required.
Very High Pressure:
(10,000-25,000 psi [70-175 MPa] Special stress checks required during completion; High-strength tubulars required; Special high-performance packers/accessories required; Problems with H2S aggravated by high pressure requiring special tubular steel
High Pressure:
(3000-10,000 psi [20-70 MPa] Flanged, rather than threaded, wellheads required; Well-killing capabilities required
Low Pressure :
(< 1000 psi [< 7 MPa] Threaded wellheads may be used; Artificial lift required; Greater risk of damage/fracturing during completion process
Deep Wells:
(> 10000 ft [ >3000 m] Problems associated with high pressures; Tubular weight/tension must be considered; Casing size/liner usage must be considered; Hydraulic piston pumps or gas lift more likely to be used as artificial lift; External corrosion of tubulars may be a problem due to higher pressure and temperature
Carbonate Reservoirs: Acid wash required upon completion; Difficulty identifying water contact–need formation or drillstem tests
Very Low Permeability (<1 md):  Fracturing required upon completion
Low Permeability (1-50 md): May need fracturing upon completion
Moderate Permeability ( >50 md): Little benefit from fracturing; Matrix acidizing may be necessary; Moderate pressure drawdown across perforations
High Permeability ( >1000 md ): Lost circulation a problem; Sand strength may not be great enough to support high velocity flow; Easily damaged
Unconsolidated sandstone: Sand control (screens or gravel pack) probably required
Partially consolidated and friable sandstone:
(acoustic log reads >100ms/ft [328ms/m]; compressive strength <1000 psi [<7 MPa]; (poor sidewall core recovery
Sand control possibly required; Minimize drawdown to prevent sand production; Maximize sand exposed to flow; Selective perforation required; Difficult to fracture successfully
Hydrogen Sulfide (H2S) present:  Special HSE regulations/procedures; Corrosion inhibitors may be required; Gas usually considered sour if H2S partial pressure is 70.05 psia (0.3 kPa)
Carbon Dioxide (CO2) present:  Consider inhibitor or special steel if CO2 partial pressure is >10 psi (70 kPa)
Water production :  Scaling and/or corrosion may be a problem; Special artificial lift equipment may be required
Water injection :  Consider oxygen corrosion prevention requirements; Consider backflush requirements
Well location :  Offshore–Special HSE regulations; Subsurface safety valve requirments; Well servicing and access constraints

Urban/populated areas–Special HSE regulations; Noise and height limits

Mountainous areas–Potential for wellhead damage due to landslides
Share This