< Previous 35 2. Pada saat ini hubungan pipa “U” antara tubing dan casing annulus melalui gas lift valve. Masih diperlukan kenaikan tekanan injeksi agar sedikit fluida tetap mengalir. 3. Valve yang pertama # 1 (dalam hal ini di set Pso = 625 Psi) mulai tersentuh gas. Kemudian dilanjutkan gas mulai masuk kedalam tubing melalui GLV kemudian mendorong “kill fluid” dalam tubing kepermukaan. Hal ini bisa terlihat dipermukaan dari kenaikan kecepatan aliran fluida. 4. Gas keluar bersama-sama dengan liquid dari dalam tubing sedemikian rupa hingga tekanan didalam annulus turun dibawah 625 Psi. Hal ini akan menyebabkan valve # 1 tertutup. 5. “Unloading Process” kemudian diteruskan melalui valve dibawahnya. Tekanan injeksi di annulus cukup kuat untuk mendorong liquid melalui valve # 2 karena flowing gradient dalam tubing diatas valve # 1 sudah banyak berkurang. Sebagai contoh bila kill fluid gradient didalam tubing adalah 0,5 Psi / Ft, sekarang bisa berubah menjadi 0,1 Psi / Ft. Bila valve # 1 berada pada kedalaman 1.250 Ft maka tekanan didalam tubing didepan valve # 1 berubah dari 625 Psi menjadi 125 Psi. 6. Segera setelah gas injeksi mencapai valve # 2, gas mengalir melalui GLV # 2, kemudian mendorong kill fluid kepermukaan. Keluarnya gas melalui valve ini mengakibatkan tekanan gas di annulus turun dibawah 600 Psi yang menyebabkan valve # 2 tertutup. 7. Pendorongan diteruskan melalui valve # 3 dibawahnya. Urutan ini terus berlangsung hingga casing GLV tersentuh gas. 36 8. Berlanjut dengan pengangkatan fluida formasi ke permukaan, yang akan menyebabkan tekanan didasar sumur menurun (Pwf). Turunnya tekanan dasar sumur ini mengakibatkan cairan dari formasi masuk kedalam sumur dan pada saat ini komposisi cairan didalam tubing menjadi gabungan antara cairan dari annulus dan cairan formasi. 9. Pada akhirnya bila valve # 4 telah bekerja, maka tekanan injeksi akan tetap stabil dan sumur mulai memproduksi minyak dari formasi. 6.5. Gas Injection Control 1. Choke Biasa digunakan sebagai pengontrol jumlah gas yang diinjeksikan. Adjustable choke disarankan dipakai mengingat pengontrolan tanpa harus mematikan injeksi sama sekali. Pemakaian choke ini sering menyebabkan pengembunan maupun pembekuan sekitar choke. Bila hal ini terjadi pemanasan sekitar choke disarankan, dimana sumber panas bisa dipakai oil flow line yang terdapat di lokasi tersebut yang umumnya mempunyai temperatur yang lebih tinggi. 2. Timer Biasa dipakai untuk jenis injeksi intermittent 37 Gambar 6-6 : Un-Loading Injection Procedure 38 Gambar 6-7 : Gas Injection Control Gambar 6-8 : Gambar Sumur Gas Lift Dilengkapi Motor Valve Dan Control Box 39 BAB 3 TROUBLE SHOOTING GAS LIFT 1. Checklist Question 2. Pressure Survey 3. Temperature Survey 4. Combination P & T Survey 5. Surface Recording Pc & Pt 6. Fluid Level Determination 7.1. Pressure Survey Survey tekanan dibawah permukaan sumur gas lift adalah yang paling bagus dan banyak dipergunakan untuk menganalisa sumur gas lift Static survey akan menghasilkan : gradient tekanan, tekanan statik dasar sumur, dan tinggi permukaan cairan dalam tubing Flowing pressure survey akan menghasilkan dimana titik injeksi gas, kebocoran tubing, kebocoran valve, ada lebih dari satu valve terbuka. Flowing gradient diatas dan dibawah POI, Pwf, working fluid level. Contoh dibawah ini adalah hasil pressure survey dari beberapa sumur gas lift. Gambar 7-1. 40 Hanya valve # 2 yang terbuka. Titik terdalam yang bisa dicapai oleh tekanan injeksi gas adalah 4.300 Ft valve # 3 tidak tercapai. Apabila valve # 3 dinaikkan letaknya hingga pada kedalaman 4.000 Ft, dengan injeksi gas yang tetap bisa menurunkan Pwf hingga 50 - 100 Psi. Ini berarti bisa menaikkan produksi lebih dari 500 B/D. Gambar 7-2. Seharusnya valve No. # 3 terbuka dan gas lewat melalui valve ini. Tapi dari hasil survey tekanan, gas injeksi hanya melalui valve # 2 diatasnya. Apabila diperlukan bahkan gas injeksi bisa mencapai valve # 4, dengan cara sedikit menurunkan tekanan tubing Pwh atau sedikit menaikkan gas injeksi. Ada kemungkinan valve # 3 salah setting, atau memang tersumbat. Gambar 7-3. Survey tekanan ini menunjukkan bahwa ada 2 buah valve terbuka dan terlihat 3 buah slope (kemiringan), antara dasar sumur hingga valve # 6, Valve # 6 - valve # 3, dan valve # 3 permukaan. 41 Gambar 7.1. 42 Gambar 7.2. 43 Valve # 3 dan # 6 adalah valve-valve yang terbuka. Pengangkatan minyak dengan gas lift akan lebih efisien bila hanya melalui satu valve yang paling dalam. Dengan diperbaiki valve # 3, maka kenaikan produksi dari sumur ini akan bisa diharapkan. Gambar 7-4. Injeksi hanya bisa mencapai valve # 2, sumur ini diproduksi dengan tekanan tubing dipermukaan (Pwh) terlalu tinggi. Apabila Pwh diturunkan setengahnya, maka bisa diharapkan kenaikan produksi 2 kali lipat, mengingat sumur ini masih mempunyai tekanan dasar sumur yang cukup tinggi. 7.2. Flowing Temperature Survey Survey temperature ini biasa dilakukan bersama-sama dengan tekanan. Tetapi ada juga survey ini dilakukan tidak bersama-sama dengan survey tekanan. Selain dipakai sebagai pembanding terhadap survey tekanan, tetapi juga sebagai pengganti survey tekanan, bila survey tekanan tidak menunjukkan hasil yang terpercaya. Lokasi gas lift valve yang bekerja, valve / tubing bocor bisa ditentukan oleh survey ini. Efek ekspansi gas tercermin dalam kurva temperatur, kecuali bila rate liquidnya besar sekali diatas 6.000 BPD. 44 Gambar 7.3. Next >