MODEL DINAMIS TRANSIEN DAN STRATEGI OPTIMASI UNTUK SUMUR BERARAH LEPAS PANTAI

• Main Author: Tiara Subita Dewi, Rai
• Format: Final Project
• Language: Indonesia
• Subjects: Pertambangan dan operasi berkaitan
• Online Access: https://digilib.itb.ac.id/gdl/view/73348
• Institution: Institut Teknologi Bandung

Lapangan minyak lepas pantai dapat memproduksi cadangan minyak yang terletak jauh dari platform dengan menggunakan sumur berarah (deviated wells). Namun, sumur berarah sulit dioperasikan karena tantangan yang terkait dengan produksi hidrokarbon. memproduksikan minyak ringan di sumur berarah menjadi tantangan yang signifikan, terutama dalam hal memastikan aliran yang lancar dan mengelola perilaku fase yang berbeda dari waktu ke waktu, yang dapat berdampak pada produksi, fasilitas permukaan, dan faktor ekonomi. Artikel ini membahas kinerja dinamis dari aliran multiphase di sumur berarah dengan gas lift, menggunakan simulasi transien untuk mengamati fenomena penting secara rinci. Pendekatan ini dimaksudkan untuk memperpanjang umur sumur dan mengoptimalkan laju produksi. Studi ini difokuskan pada mengamati perilaku dan kinerja aliran multiphase di sumur berarah dengan gas lift (KX-04) di lepas pantai West Natuna dengan sensitivitas pada laju cairan tinggi dan rendah. Sebuah model dinamik transien digunakan untuk menganalisis berbagai faktor, termasuk rezim aliran, tekanan, suhu, laju produksi, dan profil volume mati sebagai fungsi dari waktu dan panjang pipa. Dengan mempelajari variabel dinamis melalui model ini, maka dapat diidentifikasi praktek produksi optimal dengan menganalisis tren tekanan, suhu, laju fluida, dan rezim aliran. Rezim aliran, profil tekanan, dan laju fluida yang diamati di kepala sumur pipa di sumur KX-04 seringkali tidak stabil dengan fluktuasi yang besar dan dapat beralih pada periode waktu yang relative singkat. Oleh karena itu, strategi produksi yang efektif perlu dirancang, yang melibatkan penentuan laju injeksi gas lift yang ideal. Sensitivitas diperoleh dari kasus laju cairan rendah untuk melihat laju injeksi gas optimum yang dapat mencapai produksi terbesar dan profil tekanan yang paling stabil. Opsi terakhir yang dapat dilakukan adalah dengan menambahkan platform lain yang lebih dekat dengan reservoir yang ditargetkan. Namun, skenario ini tidak menguntungkan bagi manajemen karena meningkatkan biaya modal.