Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Sumur DSW-022 yang terdapat pada lapangan X merupakan salah satu
lapangan gas yang telah lama berproduksi. Salah satu problem produksi pada sumur
gas yang telah lama berproduksi adalah terjadinya liquid loading yaitu terjadinya
penurunan kemampuan gas untuk mengangkat cairan yang menyebabkan
menurunnya laju alir produksi sehingga terjadi penurunan produksi gas. Hal ini
dapat menyebabkan sumur harus ditutup. Sebelum terjadi penurunan produksi
hingga sumur harus ditutup, maka perlu dilakukan analisa liquid loading dan
penanganan jika telah terjadi liquid loading pada sumur DSW-022 agar sumur
mampu berproduksi secara optimal kembali.
Untuk mengetahui problem liquid loading pada sumur DSW-022 dilakukan
analisa dengan melakukan perhitungan laju alir optimum dengan menggunakann
simulator PROSPER, kemudian dilanjutkan dengan perhitungan laju alir kritis
dengan menggunakan metode Coleman. Dari perbandingan hasil laju alir optimum
dengan laju alir kritis dapat dilakukan analisa terjadinya liquid loading pada sumur
DSW-022. Kemudian dilakukan simulasi pemasangan wellhead compressor
sebagai upaya dalam mengatasi liquid loading dan melakukan optimasi produksi
pada sumur DSW-022.
Berdasarkan hasil analisa diketahui bahwa pada sumur DSW-022 telah terjadi
liquid loading karena diketahui nilai laju alir optimum sebesar 0.396 MMSCFD
sedangkan nilai laju alir kritis sebesar 0.6 MMSCFD. Apabila nilai laju alir
optimum lebih kecil dari laju alir kritis maka terjadi problem liquid loading. Untuk
mengatasi problem liquid loading, maka dilakukan pemasangan wellhead
compressor. Dengan menurunkan Pwh menggunakan wellhead compressor dari
180 Psig menjadi 50 Psig didapatkan hasil laju alir sebesar 0.623 MMSCFD. Dari
hasil laju alir yang didapatkan setelah menurunkan Pwh dengan menggunakan
wellhead compressor, maka diketahui pemasangan wellhead compressor pada
lapangan DSW-022 dapat mengatasi problem liquid loading

DSW-022 well located in the X field is one of the gas fields that has been
in production for a long time. One of the production problems in gas wells that
have been in production for a long time is the occurrence of liquid loading,
namely a decrease in the ability of gas to lift liquid which causes a decrease in
the production flow rate, resulting in a decrease in gas production. This can cause
the well to be closed. Before there is a decrease in production until the well has
to be closed, it is necessary to do a liquid loading analysis and handling if there
has been a liquid loading in the DSW-022 well so that the well is able to produce
optimally again.
To find out the problem of liquid loading in the DSW-022 well, an analysis
was carried out by calculating the optimum flow rate using the PROSPER
simulator, then continued with the calculation of the critical flow rate using the
Coleman method. From the comparison of the results of the optimum flow rate
with the critical flow rate, it is possible to analyze the occurrence of liquid loading
in DSW-022 well. Then a simulation of the installation of a wellhead compressor
was carried out as an effort to overcome liquid loading and optimize production
in the DSW-022 well.
Based on the analysis results, it is known that the DSW-022 well has liquid
loading because it is known that the optimum flow rate value is 0.396 MMSCFD
while the critical flow rate value is 0.6 MMSCFD. If the value of the optimum
flow rate is less than the critical flow rate, a liquid loading problem occurs. To
overcome the problem of liquid loading, a wellhead compressor is installed. By
lowering Pwh using a wellhead compressor from 180 Psig to 50 Psig, the flow
rate is 0.623 MMSCFD. From the results of the flow rate obtained after lowering
Pwh by using a wellhead compressor, it is known that the installation of a
wellhead compressor in the DSW-022 field can overcome the problem of liquid
loading.