GEOTHERMAL FIELD MANAGEMENT

GEOTHERMAL FIELD MANAGEMENT Terjemahan Chapter 13, dari Buku: Geothermal Reservoir Engineering (2nd Edition) Malcolm A. Grant dan Paul F. Bixley Tugas Teknik Panas Bumi Lanjut Andis Faza Fauzana (071001700016) I. Latar Belakang Setelah lapangan geothermal dikembangkan dan produksi telah dimulai, manajemen produksi dan operasi injeksi untuk menjaga power plant pada kapasitas penuh menjadi prioritas utama. Hal ini melibatkan multidisiplin ilmu seperti produksi, geokimia, teknik reservoir dan simulasi untuk menyatukan data produksi dan injeksi yang diukur dipermukaan dengan informasi sumur di bawah permukaan. Untuk memahami proses yang terjadi di reservoir, terkadang melibatkan geosains dari waktu ke waktu untuk melakukan survey microgravity dan ground deformation. Selain itu, akan dilakukan juga pemantauan korosi subsurface dan kerusakan casing. Semua informasi ini harus disatukan menjadi satu model yang dapat digunakan untuk memprediksi kapasitas produksi dan injeksi di masa depan dan untuk mengidentifikasi area yang perlu perbaikan untuk menjaga production plant pada kapasitas penuh. Hal ini dapat dilakukan dengan pembersihan sumur secara berkala untuk menghilangkan scale calcit atau memindahkan sumur injeksi untuk menghindari “return fluids” diantara sumur produksi dan injeksi. Beberapa data yang akan sering tersedia diantaranya adalah wellhead pressure (WHP), valve settings, aliran uap dan brine, aliran total (massa dan entalpi) dari separator, aliran injeksi dan suhu sumur dsb. Data lainnya dari pemantauan reservoir yang utama berupa tekanan sumur dan data lain yang sesekali tersedia seperti laju aliran massa (mass flow), entalpi dan data kimiawi sumur. Pada sumur produksi, jika WHP dan entalpi konstan, aliran massa berubah sebagai respon terhadap perubahan tekanan reservoir. Biasanya ini berupa penurunan (decline) yang awalnya cepat dan kemudian rata (flattening) seiring berjalannya waktu. Adanya analisa decline (curve-fitting) dari sejarah data yang lalu sering kali menghasilkan prediksi jangka pendek terbaik dari kinerja sumur (well performance) dan memberikan prediksi yang dapat dibandingkan dengan kinerja aktul misalnya pada Palinpinon (lihat Bab 12). Perubahan pada trend decline mengindikasikan beberapa perubahan disumur yang mungkin memerlukan analisa lebih lanjut. Model sumur yang terperinci biasanya memberikan hasil prediksi yang lebih baik dan memiliki kemampuan eksplisit untuk memodelkan pengaruh dari perubahan tertentu seperti pengendapan atau pendinginan (cooling) dari feed zone. Perubahan entalpi menunjukkaan perubahan pada fluida injeksi. Kemungkinan aka nada kenaikan entalpi karena perluasan kondisi dua fasa atau penurunan entalpi karena cooling effect dari reinjeksi kembali atau influx air di reservoir. Perubahan ini akan dirsertai dengan perubahan kimiawi fluida produksi yang pada kenyataannya perubahan dalam kimia fluida akan menjadi tanda untuk perubahan sifat fisik fluida. Terkadang, perubahan entalpi bersama dengan perubahan aliran massa (mass flow) menunjukkan tersumbatnya satu zona di dalam sumur. II. Decline and Lumped Parameter Models Bagian ini akan membahas model atau trend-fitting dari kinerja sumur (well performance) untuk membuat model sederhana untuk memprediksi kinerja masa depan. Metode ini memiliki model fisik yang dianggap sebagai “black box” yang secara statistic cocok dengan trend. Analisa trend semacam ini memberikan proyeksi terbaik untuk ekstrapolasi jangka pendek asalkan kondisinya tidak berubah. Namun, model ini tidak dapat diandalkan sebagai model reservoir jangka panjang karena proses reservoir skala besar tidak tercermin dalam proses fitting. II.1 Exponential Decline Bentuk yang dianggap paling umum dari decline adalan exponential decline, dimana aliran berkurang dengan persentase konstan pertahun. Exponential decline muncul dari model yang sederhana, sumur yang berproduksi dari sumber yang tetap. Misalkan, sebuah kotak dengan koefisien penyimpanan SM dan sumur berproduksi dengan well head pressure (WHP) konstan sehingga aliran sebanding dengan perbedaan tekanan antara reservoir dan operasi. Konservasi massa dan aliran sumur adalah: Persamaan 13.1 Persamaan 13.2 Dimana menjadi: Persamaan 13.3 Dimana a=SM/β adalah decline rate. Jika penurunan ini berlanjut untuk waktu yang lama, total kumulatif produksi adalah Wo/a. Plotting aliran sumur terhadap waktu dengan aliran pada skala logaritmik, akan menghasilkan garis lurus. Jika ada sekelompok sumur identik (n), tiap aliran mengikuti persamaan 13.2 menjadi : Persamaan 13.4 Dan untuk masing-masing sumur menjadi: Persamaan 13.5 Artinya, decline rate meningkat secara proporsional dengan jumlah sumur. Total kumulatif produksi semua sumur tidak berubah pada Wo/a. Jika ada satu atau sekelompok sumur yang beroperasi pada keadaan konstan, sumur-sumur tersebut menunjukkan penurunan laju alir secara exponential. Hal ini hanya terjadi jika jumlah sumur dan kondisi operasi tetap dan tidak berubah. Jika jumlah sumur meningkat (missal kebocoran dari reservoir meningkat), decline rate meningkat. Ini ditunjukkan pada Gambar 13.1 dimana decline rate sumur di Geysers meningkat pesat selama periode 1980-an. Gambar 12.b menunjukkan penggunaan exponential decline untuk menetapkan trend produkti untuk menentukan perubahan produksi karena injeksi. Gambar 13.1 Peningkatan Decline di Geyser Sumur LF6. Sumber : Barker et al., 1991. II.2 Bentuk Lain Decline Ada berbagai kurva decline yang digunakan dalam teknik reservoir perminyakan, harmonic decline kadang-kadang digunakan dalam panas bumi (lihat, misalnya, Enedy, 1991): Persamaan 13.6 Plotting W-1 terhadap waktu menghasilkan plot linier. Demikian pula untuk sumur yang mengalir dengan tekanan konstan dalam akuifer yang tak terbatas, plotting W-1 terhadap waktu pada skala logaritma akan menghasilkan plot linier. II.3 Lumped Parameter Models Lumped parameter model merupakan metode yang baik untuk fitting sejarah tekanan. Metode ini secara rutin sering digunakan di Islandia untuk pemodelan tekanan rendah dalam sistim low-temperature. (Axelsson, 1989,1991; Axelsson et al., 2005a,b). Pemodelan Hamar, sistim kecil suhu rendah (low temperature) menunjukkan kekuatan dan kelemahan pemodelan tersebut. Ada dua model lumped parameter yang digunakan, yaitu model terbuka dan tertutup. Gambar 13.2a menunjukkan kecocokan. Data dicocokan hingga tahun 1993 dan kemudian diprediksikan dan dibandingkan dengan tekanan yang sebenarnya. Gambar 13.2b menunjukkan proyeksi/prediksi selama 200 tahun dimana garis atas adalah model terbuka dan garis bawah model tertutup. Masing-masing model memberikan kecocokan dan proyeksi yang baik selama 10 tahun atau lebih, namun ada perbedaan yang ditandai pada periode waktu yang lebih lama. Koefisien penyimpanan reservoir (reservoir storage) SV adalah 7x103 m3/bar, dan ini mengontrol respon jangka pendek. Untuk waktu jangka panjang, dikendalikan oleh asumsi recharge (isi ulang) dan perbedaannya disebabkan oleh ketidakpastian yang tidak terselesaikan oleh lumped model parameter dengan sejarah singkat kalibrasi 6 tahun. Catatan yang lebih panjang dibutuhkan untuk perkiraan parameter ini. Pengamatan serupa dibuat dari awal pemodelan lumped parameter Wairakei, dimana semua model memberikan kecocokan yang sangat baik dengan konsep dasar yang berbeda (lihat Bab 12 dan Grant et al., 1982a). Pemodelan lumped-parameter dalam bentuk ini sangat baik untuk memperkirakan data yang fit, yaitu sejarah aliran-tekanan. Hal ini sudah diterapkan pada beberapa lapangan dengan temperature yang tinggia (Vallejos-Ruiz, 2005; lihat Bab 12), dan itu biasanya akan memberikan perkiraan tekanan jangka pendek yang bagus. Keterbatasannya adalah tidak dapat melakukan hal yang lebih kompleks seperti memprediksi perubahan suhu dan tidak dapat digunakan untuk proses reservoir yang mengontrol perilaku jangka panjang dan membutuhkan simulasi yang mewakili semua proses fisik yang ada. Pemodelan lumped-parameter juga telah digunakan untuk mengidentifikasi proporsi dari fluida re-injeksi dalam aliran produksi (Itoi et al., 2003), dan Horne dan Szucs (2007) menggunakan regresi nonparametric untuk mencapai hasil yang sama. III. Deviation from Trend Trend decline yang sudah diketahui selanjutnya dicocokan terhadap trend ini untuk mengetahui adanya deviasi. Jika terdapat deviasi maka terdapat suatu proses baru yang mempengaruhi sumur atau reservoir yang mungkin memerlukan intervensi. Perubahan yang signifikan untuk sumur produksi dapat berupa: a. Penurunan aliran masa yang dipercepat b. Penurunan tekanan reservoir yang dipercepat c. Penurunan atau kenaikan tekanan discharge d. Penurunan atau tekanan entalpi e. Performa yang tidak stabil Untuk sumur injeksi, perubahan yang signifikan dapat berupa: 1. Penurunan laju alir (saat tekanan konstan) 2. Meningkatnya tekanan statis Gambar 13.2 (a) Hamar Pressure History Match 1982-1993; Prediction 1994-2001. (b) Hamar Prediction for 200 years Biasanya hal pertama yang dilakukan untuk mengatasi hal ini adalah mengambil sampel kimia fluida dari sumur produksi dan injeksi, downhole survey untuk mengecek lubang bore dan kondisi casing serta reservoir (permeabilitas, tekanan dan suhu). Urutan survey dapat berupa sinker bar, PTS shut, PTS flowing, Calliper log dan downhole solid sample atau downhole camera. III.1 Deposisi Well Performance sering dipengaruhi oleh deposisi mineral, baik di dalam lubang bor atau di formasi dekat sumur. Deposisi biasanya berupa kalsit (dengan sebagian kecil dari silika), meskipun silika kadang-kadang terbentuk dalam entalpi tinggi pada sumur (di mana fraksi air <5%), dan mineral yang lebih eksotis seperti itu karena sulfida dapat dibentuk dalam sumur yang menghasilkan cairan asam. Deposisi memiliki efek karakteristik pada aliran sumur. Bahan padat pertama disimpan di sekitar bagian dalam casing atau liner, dan kemudian bahan tambahan diendapkan lapisan awal dan diameter lubang bor semakin berkurang hingga berhenti produksi. Tingkat penurunan dipercepat seiring waktu. Jadi, penting untuk memperhatikan tanda-tanda awal karena deposisi. Ketika sebuah sumur (produksi atau injeksi) menunjukkan penurunan tak terduga dalam laju aliran dan tidak ada alasan yang jelas seperti perubahan signifikan dalam tekanan reservoir atau kualitas fluida sumur produksi, deposisi biasanya penyebab pertama untuk diselidiki. III.2 Perubahan Entalpi Perubahan entalpi akan mengakibatkan perubahan performa dari sumur produksi. Secara umum, meningkatnya entalpi menyebabkan total mass flowrate untuk menurun dan tekanan discharge maksimum meningkat. Pada kondisi WHP (wellhead pressure) konstan, Kenaikan entalpi mengindikasikan pemanasan pada formasi karena zona 2 fasa telah terbentuk direservoir atau terdapat drawdown yang besar disekitar sumur. Ketika terdapat zona 2 fasa direservoir, sumur produksi memiliki entalpi yang bervariasi terhadap waktu dan sejarah entalpi harus di monitor untuk perubahan abnormal pada trend. Penurunan entalpi pada liquid-fed reservoir mengindikasikan penurunan temperature air feed pada sumur feed zone. Hal ini menyebabkan performa sumur sebagai kolom fluida pada lubang bor menjadi padat dan total mass flow dan separated steam flow menurun. Ini bisa disebabkan oleh return injeksi atau masuknya fluida dangkal. IV. Tracer Testing Tracer Test sering digunakan untuk menguji aliran balik dari sumur injeksi ke sumur produksi. Secara kualitatif, interpretasinya : tracer yang kembali besar dan cepat mengindikasikan kemungkinan efek thermal. IV.1 Normalisasi Data Tracer concentration c(t) diukur dalam sumur yang diobservasi. Untuk membandingkan antara tes yang berbeda dengan laju alir yang berbeda dan jumlah tracer yang diinjeksikan, data dapat dinormalisasi dengan mengubah konsentrasi menjadi distribus waktu (return times): Dimana M adalah jumlah tracer yang diinjeksikan dan W adalah aliran dari sumur observasi sehingga c(t)W adalah jumlah recovered tracer per satuan waktu. E(t) memiliki satuan 1/waktu dan hanya sebagian kecil dari recovered tracer yang ditemukan pada sumur yang diobservasi per satuan waktu interval. Integral dari E(t) atas seluruh pengembalian yaitu, area dibawah kurva E(t) adalah fraksi dari recovered tracer. Hal ini adalah dalam konsentrasi c(t), jika sumur atau tracer yang berbeda sedang dibandingkan, maka harus dinormalisasi dalam bentuk E(t). IV.2 Travel Times and Percent Recovery Interpretasi paling dasar adalah dengan mengkategorikan konsentrasi dari return tracer ke masing-masing sumur yang dipantau dan travel time (waktu perjalanan). Diskusi berikut mengasumsikan bahwa tidak ada tracer yang digunakan kembali berarti, bahwa satu-satunya tracer yang diinjeksikan adalah satu pada waktu nol. Missal tracer yang diinjeksikan M. total recovered tracer pada sumur yang dipantau ke-I dengan waktu kumulatif t adalah integral dari recovered tracer: Persamaan 13.7 Total recovery tracer adalah recovery setelah waktu yang lama mi(∞) yang biasanya melibatkan ekstrapolasi dari kurva (recovery curve), karena biasanya di akhir pengamatan konsentrasi tidak nol dan jelas ada recovery yang akan datang. Akan lebih mudah menyesuaikan recovery curve kedalam bentuk exponential decline. Jika aliran ke sumur injeksi adalah WI, jumlah ini aliran yang dipulihkan pada monitor adalah mi(∞) / M WI. kemudian, jika aliran monitor sumur adalah Wi, sebagian kecil dari alirannya yang dikembalikan injeksi adalah mi(∞) / M WI / Wi. Waktu perjalanan biasanya dianggap sebagai waktu pertama kedatangan atau waktu konsentrasi puncak. Waktu tinggal rata-rata, atau "pertama momen sementara ”(Shook, 2005), adalah: Persamaan 13.8 Gambar 13.3 menggambarkan tracer test pada Wairakei. Gambar 13.3a menunjukkan konsentrasi (total flow). Nilainya sudah dinormalisasi menggunakan metode Bixlet and colleagues (1995). Gambar 13.3b menunjukkan E(t). Relatif kontribusi dari berbagai sumur berubah antara dua metode tampilan data karena laju aliran sumur yang berbeda. Gambar 13.3a membandingkan konsentrasi tracer di sumur yang berbeda, sementara Gambar 13.3b membandingkan aliran tracer yang diperoleh dari masingmasing sumur. Mengintegrasikan area di bawah kurva pada Gambar 13.3b memberikan untuk WK28: Gambar 13.3 (a) Scaled Concentration, (b) Age Distribution V. Penggabungan Dalam Simulasi (Ribeira Grande) Pemodelan lapangan ini dijelaskan oleh Ponte dan rekannya (2009a, b, 2010) dan Pham dan rekan (2010), dan sejarah lapangan dijelaskan oleh Kaplan dan rekan (2007). Lapangan ini terletak di pulau Sa˜o Miguel di Azores. Ada dua proyek terpisah: Pico Vermelho di utara (sumur PV) dan Ribeira Grande di selatan (sumur CL). Reservoir relative sempit, menjadi outflow dari upflow ke selatan, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 13.5, dan di utara outflow hanya setebal beberapa ratus meter. Gambar 13.6a menunjukkan peta lapangan dan kotak grid simulasi. Perkembangan pertama hanya sebuah Turbin noncondensing 3 MW di Pico Vermelho, mulai diproduksi pada tahun 1981. Produksi dibatasi oleh kerusakan sumur dan masalah scale. Pabrik Ribeira Grande Fase A 5 MW dipasang pada 19931994, dan Tahap B 9 MW di tahun 1997. Pada tahun 2006, 10 MW power plant Pico Vermelho menggantikan noncondensing turbin. Model simulasi ini menggunakan dual porosity, dual permeability permeabilitas ganda opsi TETRAD. Setelah dilakukan tracer test, ada return yang signifikan dari sumur PV-5 dan PV-6, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 13.6b. Matching yang baik ditunjukkan pada Gambar 13.7. Hasil simulasi keadaan saat ini dengan Pico Vermelho 10 MW ekspansi, model memprediksi adanya pendinginan yang signifikan karena return injeksi dari PV-5 dan PV-6, dan direkomendasikan untuk memindahkan sumur injeksi ke timur. Jika pendinginan (cooling effect) dapat ditangani, cooling effect terjadi hanya sebatas pada bagian utara lapangan (Pico Vermelho) dan tidak ada cooling effect yang signifikan di selatan (Ribeira Grande). VI. Surface Effects Berbagai fitur merespons secara berbeda terhadap perubahan tekanan perubahan pada reservoir. Fitur tinggi-klorida, water-fed adalah yang paling sederhana untuk dijelaskan, karena mereka terhubung ke reservoir dengan tekanan hidrostatik. Jika reservoir dalam perubahan tekanan, aliran fitur-fitur ini akan merespons sesuai. Jika tekanan dalam menurun, spring flow juga menurun. Ohaaki ngawha (pool), mata air utama di lapangan Ohaaki, menunjukkan respons terhadap produksi dari dekat sumur panas bumi (Glover et al., 1996, 2000; Hunt & Bromley, 2000). Gambar 13.8 menunjukkan sejarah fitur selama initial discharge dari reservoir dalam di Ohaaki. Aliran kolam (pool) menurun ketika sumur discharge dan kembali normal ketika discharge berhenti. Dengan discharge kontinyu, water-level ngawha jatuh di bawah overflow. Gambar 13.9 menunjukkan sejarah discharge dari lapangan Larderello jika tekanan reservoir menurun, demikian juga surface discharge. Dalam reservoir yang didominasi cairan, ketika tekanan menurun karena produksi, ada perubahan karakteristik pattern. Water-fed mongering karena penurunan tekanan reservoir. Peningkatan boiling dapat menghasilkan peningkatan fluks uap ke permukaan. Selain itu, drainase dari air lapisan dangkal dapat membuka lebih banyak saluran untuk aliran uap. Drainase air ini adalah faktor terpenting yang memodifikasi fluks uap. Celah atas di keadaan alami hampir seluruhnya ditempati oleh air, seperti ditunjukkan dalam Gambar 2.3a. Drainase air membuat celah lebih permeable dari pada steam, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.3b, steam upflow dapat meningkat beberapa kali lipat dan keluarnya uap bisa muncul di tempat yang semula tidak ada. Gambar 11.5 menunjukkan sejarah pembuangan panas di Karapiti, area tanah beruap, di Wairakei. Yang diamati meningkatkan heat fluks ke permukaan memberikan batasan signifikan pada struktur dangkal dari model simulasi. VII. Subsidence Eksploitasi panas bumi telah menyebabkan penurunan permukaan di sebagian besar lapangan. Perubahan subsurface tekanan dan suhu menyebabkan kontraksi (atau ekspansi) batu, dan menyebabkan perubahan ketinggian permukaan. Penurunan tekanan fluida menyebabkan kontraksi batuan reservoir, Jika sifat elastis batu cukup serupa di seluruh dan di atas reservoir, kontraksi kira-kira proporsional untuk perubahan tekanan (atau suhu). Gambar 13.10 menunjukkan subsidensi selama periode 20 tahun di Mak-Ban Gambar 13.11 menunjukkan hubungan antara tingkat maksimum subsidensi dan penurunan tekanan rata-rata dalam sejumlah lapangan. Ada dua outlier, Wairakei dan Ohaaki, yang memiliki pola luas subsidensi mirip dengan lapangan lain, tetapi ditumpangkan pada area subsidensi yang lebih besar. VIII. Injection Management Prinsip umum perencanaan injeksi adalah sumur injeksi harus "Sejauh mungkin" dari sumur produksi dan jika di dalam reservoir, sedalam mungkin. Dalam beberapa kasus, di lapangan yang liquid dominated dengan suhu yang relatif rendah, injektor telah diletakkan dekat untuk memberikan dukungan tekanan, dan mengakibatkan degradasi termal. Ini dilakukan di East Mesa, sebuah sedimen reservoir dimana permeabilitas primer relatif isotropic dibandingkan dengan lapangan yang di gunung berapi fraktur (Bodvarsson & Stefansson,1988). Demikian pula, injeksi infield terbatas di Palinpinon telah digunakan pemeliharaan tekanan (lihat Bab 12.6). Ringkasan dari pengalaman injeksi diberikan oleh Stefa´nsson (1997) dan Sanyal dan rekan (1995), dan keduanya mengamati bahwa ada kesulitan umum dalam mendesain tata letak reinjeksi-produksi, tetapi kendala ini biasanya tidak melumpuhkan proses pengembangan.