OPTIMASI PRODUKSI SUMUR GAS LIFT A-86 LAPANGAN ALPHA

Sumur A-86 merupakan salah satu sumur pada Lapangan Alpha yang telah menggunakan metode pengangkatan buatan Gas Lift. Berdasarkan data produksi, sumur A-86 memproduksikan 1508.01 BOPD (0% Watercut) dengan volume injeksi gas sebesar 10 MMSCFD pada tekanan operasi di permukaan (Pso) sebesar 4350 psi dan titik injeksi gas lift pada kedalaman 9465 ft serta jumlah gas lift mandrel yang dibutuhkan sebanyak 2 mandrel. Pada saat volume injeksi gas diturunkan menjadi 8.5 MMSCFD, laju produksi minyak meningkat hingga 1519.47 BOPD atau 0.76% pada kondisi optimum. Berdasarkan hal tersebut, desain ulang kedalaman gas lift mandrel merupakan langkah alternatif untuk meningkatkan laju produksi minyak sumur A- 86. Desain ulang kedalaman titik injeksi gas lift pada kedalaman 9526 ft dan tidak dilakukan perubahan pada tekanan injeksi di permukaan, laju produksi minyak meningkat hingga 1542 BOPD atau 2.25% dengan volume injeksi gas sebesar 8 MMSCFD atau 20% lebih kecil dari kondisi existing dan jumlah gas lift mandrel yang dibutuhkan sebanyak 1 mandrel. Untuk mendapatkan laju produksi yang optimum yaitu sebesar 60% AOFP, dilakukan analisis sensitivitas tekanan wellhead hingga 400 psi atau 41.32% lebih rendah dari kondisi existing (Pwh = 681.68 psi). Sehingga didapatkan laju produksi optimum untuk desain existing sebesar 1846 BOPD dan hasil desain ulang kedalaman mandrel sebesar 1913 BOPD. Berdasarkan hasil evaluasi tersebut, desain ulang kedalaman gas lift mandrel dengan penurunan tekanan wellhead menjadi 400 psi akan memberikan laju produksi minyak yang optimum dengan volume injeksi gas yang rendah.---Gas Lift System has been installed as artificial lift method for well A-86 at Alpha Field. Based on production data, well A-86 produced 1508.01 BOPD (0% Watercut) with 10 MMSCFD of gas injection rate at surface operation pressure (Pso) of 4350 psi and gas lift injection point at 9465 ft with 2 gas lift mandrel. When gas injection rate is decreased to 8.5 MMSCFD, oil rate will increase up to 1519.47 BOPD or 0.76% at optimum condition. However, redesign of the depth of gas lift mandrel is one of alternative effort to increase oil rate from well A-86. Redesign of the depth of gas lift injection point at 9526 ft with surface operating pressure condition does not change before and after redesigning, oil rate will increase up to 1542 BOPD or 2.25% with only 8 MMSCFD of gas injection or 20% smaller than existing condition with 1 gas lift mandrel. To obtain optimum production rate that is 60% of AOFP, sensitivity of wellhead pressure performed to 400 psi or 41.32% smaller than existing condition (Pwh = 681.68 psi). So, the rate of oil production of 1846 BOPD for existing design and 1913 BOPD for new design of gas lift mandrel. Based on this evaluation, redesign of the depth of gas lift mandrel with decreasing wellhead pressure to 400 psi will give result of increasing oil production with small amount of gas lift injection rate.