1

EVALUSI WATER SHUT OFF DAN MEMBUKA LAPISAN BARU

SUMUR BAGONG01 DI LAPANGAN LESMA

SKRIPSI

Oleh :

DIKA LATIEF LESMANA

201610255005

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS BHAYANGKARA JAKARTA RAYA

2021

2

LEMBAR PENGESAHAN

 

Judul Skripsi : Evaluasi Water Shut Off dan Membuka Lapisan Baru Sumur

Bagong01 Di Lapangan Lesma

Nama Mahasiswa : Dika Latief Lesmana

Nomer Pokok Mahasiswa : 201610255005

Program Studi/ Fakultas : Teknik Perminyakan / Teknik

Tanggal Lulus Ujian Skripsi :

Bekasi,

MENGESAHKAN,

Ketua Tim Penguji : Abdullah Rizky Agusman, ST, MT

NIDN : 0306098005

Penguji 1 :

Penguji 2 :

Ketua Program Studi Dekan

Teknik Perminyakan Fakultas Teknik

 

Abdullah Rizky Agusman, ST, MT Dr.Ismaniah S.Si,,M.M

NIDN : 0306098005 NIDN : 0309036503 

 

 

 

 

2

ABSTRAK

Dika latief lesmana, 201610255005, “Evaluasi Water Shut Off dan Membuka

Lapisan Baru Sumur Bg01 di Lapangan Lesma, Didalam kegiatan eksploitasi

minyak dan gas bumi di Sumur Bg01, Sumur yang sudah berproduksi lama

sehingga terdapat satu masalah yang dimana persentase kandungan air sumur

produksi cenderung semakin naik dibanding persentase kandungan minyak dan gas

terproduksi adapun perbaikan yaitu dilakukan dengan menggunakan metode water

shut off dengan menutup lubang perforasi existing dan membuka lubang perforasi

baru yang berada dilapisan sama. Ataupun menutup lubang perforasi existing yang

terindikasi menyebabkan kenaikan water cut dan memproduksi bagian perforasi

lainnya. Dengan menutup lapisan tersebut diharapkan water cut mengalami

penurunan sehingga akan menaikan produksi minyak dan gas.

Kata kunci : Mampu meredam air, kerja ulang pindah lapisan, meningkatkan

produksi.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

KATA PENGANTAR

Puji syukur kepada tuhan yang maha esa yang telah memberikan rahmat dan

hidayah-Nya sehingga penulisan proposal skripsi yang berjudul “Evaluasi Water

Shut Off dan Membuka Lapisan Baru Sumur Bagong di Lapangan lesma” dapat

diselesaikan. Adapun tujuan dari penulisan skripsi ini adalah sebagai pengajuan

judul penilitian di semester 10 pada Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas

Teknik di Universitas Bhayangkara Jakarta Raya.

Skripsi ini disusun berdasarkan pengetahuan yang didapat dari hasil

observasi, wawancara serta pengumpulan data primer dan sekunder di perusahaan

X, Baik yang langsung didapat maupun dari referensi buku dan modul yang ada.

Dalam penyusunan skripsi ini, penulisan memperoleh bimbingan serta

bantuan dari berbagai pihak. Maka pada kesempatan ini penulis ingin

menyampaikan ucapan terima kasih kepada :

1. Ibu Ismaniah, S.Si., MM. Selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas

Bhayangkara Jakarta Raya.

2. Bapak Abdullah Rizky Agusman, ST., MT. Selaku Ketua Program Studi

Teknik Perminyakan Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

3. Kepada Bapak/Ibu dosen terutama dosen pembimbing saya Bpk Nugroho

Marsyanto ST MT yang telah banyak memberi dukungan dan bantuan

akademis dalam penulisan ini.

4. Kedua Orang Tua, Ayah dan Ibu beserta keluarga besar yang tidak ada

hentinya untuk memberikan semangat cinta dan spiritual.

5. Teman-teman Teknik dan Fakultas lain Universitas Bhayangkara Jakarta

Jaya, terutama Teman-teman Teknik Perminyakan angkatan 2016 yang

selalu memberi semangat dalam menyelesaikan penulisan proposal skripsi

ini.

2

Penulis sampaikan rasa maaf yang sebesar-besarnya, bila dalam

penyusunan proposal skripsi ini masih banyak kekurangan dan kesalahan. Untuk

itu penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun. Terima

Kasih.

Majalengka, April 2021

Penulis

Dika latief Lesmana (201610255005)

2

DAFTAR ISI

 

 

LEMBAR

PENGESAHAN

.....................................................................................................

i

KATA

PENGANTAR

.....................................................................................................

ii

DAFTAR

ISI

............................................................................................................

............................................................................................................

iii

DAFTAR

GAMBAR

............................................................................................................

iv

DAFTAR

TABEL

............................................................................................................

v

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

2

................................................................................................................. 1

1.2 Rumusan Masalah ................................................................................................................. 2

1.3 Batasan Masalah ................................................................................................................. 2

1.4 Tujuan Penelitian ................................................................................................................. 2

1.5 Hasil Yang Dicapai ................................................................................................................. 3

1.6 Manfaat Penelitian ................................................................................................................. 3 1. Bagi

Perusahaan ........................................................................................................... 3

2. Bagi Mahasiswa ........................................................................................................... 3

3. Bagi Perguruan Tinggi ........................................................................................................... 3

BAB II KAJIAN PUSTAKA, KERANGKA PEMIKIRAN DAN HIPOTESIS

2.1 Geologi Regional ................................................................................................................... 4

2.2 Primary Recovery ................................................................................................................... 8

2

a. Natural Flow ................................................................................................................... 8

b. Artifical Lift ................................................................................................................... 8 ...................................................................................................................

2.3 Secondary Recovery ................................................................................................................... 8

2.4 Tertiary Recovery ................................................................................................................... 9

2.5 Sejarah produksi lapangan dan produksi sumur ................................................................................................................... 9

2.6 Data Log dan Komplesi Sumur ................................................................................................................... 12 ...................................................................................................................

2.7 Faktor-faktor Penurunan Produksi Sumur Minyak dan gas ................................................................................................................... 12

2.8 Penyebab Penurunan Produksi Sumur Bagong01 ................................................................................................................... 13

2.9 Pemilihan Metode-metode untuk menanggulangi kelebihan air ................................................................................................................... 14

2.10 Operasi Water Shut Off ................................................................................................................... 16

2.11 Hasil Water Shut Off ................................................................................................................... 17

2

a. Pengetesan Hasil Water Shut Off ................................................................................................................... 17

b. Pengetesan Lapisan Baru ................................................................................................................... 18

c. Hasil Produksi Sebelum dilakukan perforasi ................................................................................................................... 19

d. Hasil Produksi Sesudah Perforasi ................................................................................................................... 20

BAB III METODE PENELITIAN 3.1 Jenis Penelitian

1. Data Primer ........................................................................................................... 21

2. Data Sekunder ........................................................................................................... 21

3.2 Teknik Pengumpulan Data ................................................................................................................. 21 3.2.1 Studi Lapangan

....................................................................................................... 21

3.2.2 Teknik ke Perpustakaan ....................................................................................................... 22

DAFTAR GAMBAR

2

Gambar 2.1 Konfigurasi Cekungan

Salawati

............................................................................................................

5

Gambar 2.2 Pola Strultur di Salawati

Basin

............................................................................................................

6

 

 

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Tabel 2.1 Petroleum System cekungan salawati (Satyana,2003)

............................................................................................................

7

Tabel 2.2 Daftar lapangan & (B) Struktur Temuan yang ada di JOB Pertamina-

PetroChina

Salawati

............................................................................................................

7

Tabel 2.11.3 Produksi Sumur Sebelum

Perforasi

............................................................................................................

19

Tabel 2.11.4 Produksi Sumur Sesudah

Perforasi

............................................................................................................

20

 

2

 

 

 

 

 

 

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sebagian besar produksi sumur yang sudah berproduksi lama di indonesia

memiliki banyak kandungan air yang ikut terproduksi bersama minyak dan gas

(water cut). Pada aktivitas monitoring sumur berproduksi yang dimana sumur

tersebut natural flow, dan Artificial lift.

Dampak dengan naiknya laju alir air akan mengakibatkan :

1. Menurunnya produksi sumur minyak dengan naiknya produksi air.

2. Meningkatnya biaya operasional pengolahan air terproduksi.

3. Terhalangnya laju alir minyak terhadap laju alir air.

Sehingga untuk mengantisipasinya hal ter tersebut maka perlu diperlukan

perawatan sumur yaitu salah satunya kegiatan water shut off.

Water Shut Off merupakan kegiatan perawatan sumur (Well Service) atau kegitan

kerja ulang pindah lapisan (Work Over). Water Shut Off merupakan salah satu

metode memperbaiki masalah pada sumur berproduksi yang dimana sumur tersebut

memiliki kandungan produksi air yang sangat besar sehingga laju alir minyak

sedikit, Teknologi dalam water shut off ini selalu mengikuti perkembangan jaman

akan tetapi selalu terhalang biaya dan kapasitasnya seperti rig yang digunakan pada

kegiatan water shut off tidakmemakai Drilling Rig, tetapi memakai Rig Work Over.

Peralatan yang digunakan pada saat perawatan sumur ialah :

1. Coiled Tubing Unit.

2. Work Over Rig.

2

Metode yang berpengaruh untuk untuk meningkatkan Gain (perolehan minyak

dan gas) adalah perforasi, zone change. Sedangkan untuk mengurangi produksi air

dan pasir dilakukan isolasi seperti kegiatan water shut off, sand screen, dan sand

consolidation.

1.2 Perumusan Masalah

Perumusan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Menganalisa kenaikan air yang ikut terproduksi di sumur dan kandungan air

pada sumur.

2. Mengevalusi dan mengkaji kembali data log pada sumur produksi untuk

alternative membuka zona perforasi baru.

3. Melakukan perencanaan menutup atau menurunkan laju alir air dengan metode

water shut offI.

1.3 Batasan Masalah

Dalam penulisan Proposal Skripsi ini hanya membatasi focus permasalahan

mengenai proses sebagai berikut :

1. Mengatasi zona air yang berlebihan.

2. Menentukan metode water shutt off yang cocok untuk sumur tersebut.

3. Mengevaluasi keekonomian sumur.

1.4 Tujuan Penelitian

Adapun tujuan dari penulisan skripsi ini adalah sebagai berikut :

1. Menutup perforasi atau formasi yang memiliki water cut tinggi.

2. Meningkatkan produksi minyak

3. Memilih metode water shut off yang tepat

4. Meningkatkan keekonomian sumur.

2

14

14

1.5 Hasil Yang Dicapai

Dengan mengikuti ini diharapkan dapat memperoleh hasil pencapaian antara

lain:

1. Menurunkan produksi air dengan menutup zona formasi air.

2. Meningkatkan produksi minyak.

3. Menambah keekonomian sumur.

1.6 Manfaat Penelitian

Adapun manfaat-manfaat yang diharapkan dari pelaksanaan ini adalah:

1. Bagi Perusahaan

Hasil analisa dan penelitian yang dilakukan selama penelitian dapat menjadi

bahan masukan bagi perusahaan untuk menentukan kebijaksanaan perusahaan di

masa yang akan dating serta sebagai sarana untuk menjembatani hubungan

kerjasama antara perusahaan dengan instansi pendidikan di masa yang akan datang,

khususnya mengenai recruitment tenaga kerja.

2. Bagi Mahasiswa

Mahasiswa dapat mengetahui secara lebih mendalam tentang kenyataan

yang ada dalam dunia industri, sehingga nantinya diharapkan mampu menerapkan

ilmu yang telah didapat dalam bidang industry Migas serta menambah wawasan,

pengetahuan, dan pengalaman sebagai generasi terdidik untuk terjun dalam

masyarakat terutama di lingkungan industri.

4. Bagi Perguruan Tinggi

Sebagai tambahan referensi khususnya mengenai perkembangan industry

Migas di Indonesia tentang proses dan teknologi yang mutakhir serta dapat

digunakan oleh pihak-pihak yang memerlukan,

15

BAB II

LANDASAN TEORI

2.1 Geologi Regional

Blok Salawati Kepala Burung berada di Cekungan Salawati, Papua Barat.

Struktur Geologi saat ini yang berkembang di Cekungan Salawati merupakan

produk dari tumbukan 3 lempeng tektonik besar, lempeng Indo-Australia, lempeng

Pasifik - Filipina dan Lempeng Eurasia. Cekungan Salawati sendiri dibatasi oleh

Sesar Sorong pada bagian Utara dan bagian Barat, tinggian Ayamaru Plat-form

dibagian Timur serta tinggian Misool-Onin-Kumawa Ridge dibagian Selatan.

Gambar 2.1 Konfigurasi Cekungan Salawati

Arah struktur yang berkembang di Salawati Basin berarah northeast-

southwest yang dominan merupakan sesar turun geser (Gambar 2.2). Hasil dari

pola northeast-south west tersebut menghasilkan rezim transtensional pullapart

yang terbentuk pada Pliocene.

16

Gambar 2.2 Pola Struktur di Salawati Basin

Sejarah Cekungan Salawati dapat ditelusuri kembali ke waktu Paleozoikum

ketika basement kontinental yang terdiri dari Siluro-Devonian Kemum

Metamorphics dan Carbo-Permian Aifam sedimen paralik non-laut menjadi bagian

dari margin utara benua Australia. Secara umum Stra- tigraphy di Cekungan

Salawati dapat Petroleum System yang terbukti di Salawati Basin sampai dengan

saat ini adalah di level Tertiary dengan target reservoir utama adalah formasi Kais

yang berumur Miosen, sedangkan potensi lain yang menjadi reservoir lain adalah

batu gamping Textularia II dan U marker. Hingga saat ini, produksi minyak dan

gas di Salawati Basin berasal dari formasi Kais. Selain formasi Kais, di daerah Blok

Arar terbukti ada potensi dari formasi Klasaman. Hasil test sumur Terumbu-1 yang

dibor pada tahun 1989 dengan hasil test 4 MMCFD pada lapisan Klasaman

limestone.

Minyak yang dihasilkan dari Kais dan reservoir yang lebih muda

(KlasamandanTextularia) berdasarkan analisis geokimia baik dari sampel minyak

dan litologi berasal dari serpih dan batu gamping Miosen / mudstones.

17

Potensi Petroleum system lain adalah Pre Kais play dan Pre Tersier play.

Kedua play tersebut merupakan play yang potensial di eksplorasi yang akan datang.

Acuan yang dapat digunakan untuk menilai keberadaan kedua play tersebut adalah

keberhasilan Pra-tertiary play di Bintuni Basin.dibagi menjadi dua bagian, yaitu

Stratigraphy bagian Barat dan bagian Timur.

Gambar 2.3 menunjukan Petroleum Chart untuk Salawati Basin, dimana

terlihat untuk level tertiary komponen petroleum system telah terdefinisi dengan

baik, terutama untuk umur Miocene dan umur lebih muda. Dari chart tersebut

terlihat untuk Level Pre-Kais (UmurPaleogene) dan Level Pre-tertiary belum dapat

terdefinisi dengan baik. Potensi inilah yang harus dapat dikelola dengan baik

melalui kegiatan eksplorasi yang intensif dan komprehensif.

Tabel 2.1 Petroleum System cekungan salawati (Satyana,2003)

18

Potensi dan sumber daya hidrokarbon sampai dengan januari 2018, Blok

Kepala Burung mempunyai 12 lapangan meliputi 10 lapangan aktif dan 2 lapangan

tidak aktif (Tabel 2A) serta 5 struktur temuan (Tabel 2B).

Tabel 2.2 Daftar lapangan & (B) Struktur Temuan yang ada di JOB

Pertamina-PetroChina Salawati

Status Januari 2018, Blok Salawati ini mempunyai 78 sumur yang terdiri

dari 30 sumur produksi minyak aktif, 1 sumur produksi gas aktif, 15 sumur produksi

minyak tidak aktif, 7 sumur produksi minyak & gas tidak aktif, 14 dry hole, 7 sumur

oil shows dan 4 sumur temuan eksplorasi. Secara umum,lapangan-lapangan di blok

masih dikembangkan dengan metode primary recovery.

Blok Salawati Kepala Burung masih memungkinkan untuk dilakukan

kegiatan eksplorasi lebih lanjut untuk meningkatkan sumber daya maupun

penemuan baru. Beberapa konsep eksplorasi yang mungkin dikembangkan di Blok

Salawati Kepala Burung meliputi kegiatan eksplorasi di structural play,

stratigraphic play dan basement fracture. Secara umum, semakin besar resiko dari

konsep eksplorasi yang dikembangkan berbanding lurus dengan besarnya inplace

yang mungkin didapatkan. Gambar 2.5 menunjukan potensi petroleum play system

yang ada di Cekungan Salawati.

19

2.2 Primary Recovery

Adalah Metode untuk mengangkat minyak dari dasar permukaan menuju

keatas permukaan dengan mengandalkan tekanan reservoir dan jenis dari primary

recovery yaitu :

a. Natural Flow

Natural Flow merupakan metode bagian pengangkatan hydrokarbon dari

dasar permukaan menuju ke atas permukaan secara alami yang dimana sumur

tersebut masih memiliki tenaga yang besar sehingga tidak memerlukan peralatan

lain .

b. Artificial Lift

Artificial lift adalah salah satu bentuk sistem pengangkatan buatan yang

digunakan ketika sumur natural flow sudah tidak mampu mengangkat hydrokarbon

secara alami. Artificial lift berfungsi untuk meningkatkan laju alir produksi dan

menghidupkan kembali sumur-sumur yang mengalami penuran produksi.

2.3 Secondary Recovery

Apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu mendorong minyak ke

permukaan sehingga perlu dilakukan tenaga tambahan. Metode yang biasa

digunakan antara lain :

a. Water Flooding

Metode water flooding ini digunakan ketika sudah melewati batas prima

recovery dimana dilakukan optimasi lain yaitu menginjeksikan air kedalam formasi

yang berfungsi untuk memberikan tenaga tambahan kedalam reservoir, Pada proses

pendesakan air akan mendesak minyak untuk mengikuti jalur-jalur arus (stream

line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir di sumur produksi.

b. Pressure Maintenance

20

Prinsip metode ini sama dengan water injection, hanya saja yang

diinjeksikan selain air ada juga gas untuk menjaga tekanan sumur agar minyak

tersapu naik ke permukaan.

2.4 Tertiary Recovery

Konsep tertiary recovery ini merupakan istilah yang digunakan untuk teknik

perolehan minyak tahap lanjut, Konsep perolehan minyak secara tersier bertujuan

untuk memobilisasi sisa minyak di sumur. Metode yang bisa digunakan antara lain

:

a. EOR (Enchanced Oil Recovery)

Suatu metode yang digunakan untuk meningkatkan cadangan minyak pada

suatu sumur dengan cara mengangkat volume minyak yang sebelumnya tidak dapat

diproduksi atau bisa dikatakan EOR ini adalah optimasi pada suatu sumur produksi

agar minyak-minyak yang kental bisa diangkat ke permukaan.

2.5 Sejarah Produksi Lapangan dan Produksi Sumur

JOB Pertamina-PetroChina Salawati sebagai Kontraktor Kontrak Kerja

Sama (KKKS) antara Pertamina dan Trend Kepala Burung Ltd. Didirikan pada 23

April 1990 dengan Blok Kepala Burung Salawati di Propinsi Papua Barat.

Komposisi kepemilikan terdiri dari 50% Pertamina Hulu Energi Salawati,

16,7858% PetroChina Int. Kepala Burung Ltd., 14,5122% RHV Salawati Island

BV, dan 18,7020% Petrogas (Island) Ltd.

Lapangan Matoa ditemukan pada Agustus 1991 dengan sumur pertama

SEO-1X (selanjutnya disebut sebagai Matoa-01) di pulau Salawati Kabupaten

Sorong Papua Barat. Plan of Development(POD) Lapangan Matoa disetujui oleh

PERTAMINA-BPPKA pada tanggal 22 september 1992.

Pengembangan dan komersialitas lapangan dilaksanakan mulai awas tahun

1993. JOB P-PS memiliki Lapangan Matoa, SWO, NEO, Anak, Argo, NE Aja dan

Bagong di daratan dan TBA di lepas pantai Papua.Produksi pertama 304 bopd pada

21

bulan September 1992 lalu mencapai 1.387 bopd pada bulan Januari 1993. Produksi

puncak 9.752 bopd pada bulan Juni 1994 . Tahun 2018 produksi mencapai 1.566

bopd.Kantor pusat JOB P-PS di menara kuningan, 17th Floor. Jl. HR. Rasuna Said

Blok X-7 Kav 5, Jakarta 12940. Kantor di lapangan beralamat di Matoa Base Camp,

Pulau Salawati, Distrik Salawati Selatan, Kabupaten Sorong Papua Barat.

2.5.1 Profil Sumur Bagong01

Started : August 28, 2007 at 18:00 hrs

Completed : Dec 27, 2007

On Prod : May 08, 2008

Initial Prod : 540 BPOD

Casing : 30” @ 100’KB

20” @ 325’KB

13-3/8” @1,518’KB

9-5/8” @ 5,996’ KB

7” @ 10,262’ KB

5” @ 11,824’ KB (TOL 10,084’ KB)

Perforations : 10,940 – 10,970 KB

BHP : 3,994 psi

Temperature : 290°F

Last date service : Aug 28, 2019 RIH NH-AR2 (4400-5000) / 186

(32 x 6 ) STG’s/330 HP, PS @ 6,800 ft.

KB ; 126’

Kai : 10,260’KB ( 10,134’SS )

In.Kais : 10,879’KB ( 10,753’SS )

TD : 11,826’ KB (-10,700 SS )

To be installed (Desigen)

Pump : New NH-AR2(4400-5000)/ 186 (32 x6) STG’s

Gas separator : New N406 GS 3800 DES2 AR2 CRI 0.87’S14

22

Protector : New N406 MP LSBSB 362-406 H/406-460 B CR0 HT

HL

Motor : Rerun New N406 MP LSBSB 362-406 H/406-460 CR0 HT

HL if POOH result still in good condition,if not then use the new one

Sensor : New NDS 406 DES2 5800PAI CR0 MOD 0 HT

Surface : VSD 300KVA,480 V,60 Hz,64NI-B

Current status : Dec 3,2019 ODH – NH – AR2 ( 4400-5000)/ 186 (32x6)

STG’6/330 HP,PS @ 6,800 ft.

Last Production : ( Before ODH on Dec 28,2019): 3,097 BFPD,120

BOPD,96.1 % WC

Gas : 56 MSCFD,GLR 18 SCF/STB,WHP 290 PSI,DFL :-

ft.

2.5.2 Artificial lift / Pengangkatan buatan

Adalah salah satu metode mengangkat fluida ketika sumur sudah tidak

mampu mengangkat fluida secara alami. Artificial Lift (Pengangkatan buatan) yang

digunakan pada saat perawatan sumur dan kerja ulang pindah lapisan di lapangan

salawati salah satu diantaranya adalah sucker Road Pump :

2.5.3 Sucker Road Pump / Pompa Angguk

Sucker Road Pump banyak dikenal sebagai pompa angguk, merpakan salah

satu pengangkatan buatan (artificial lift) yang sering di dunia migas, Prinsip kerja

dari sucker road pump adalah ketika gerakan plunger kebawah (downstroke),

Satanding valve akan tertutup karena akan ditekan fluida diatasnya diatasnya,

Travelling valve terbuka karena mendapatkan dorongan dari fluida di working

barrel,Fluida bergerak masuk dari barrel ke plunger. Pada gerakan ke atas

(upstroke), travellling valve tertutup, standing valve terbuka karena efek

penghisapan, fluida masuk dari sumur working barrel karena efek penghisapan

tersebut, Working barrel digunakan untuk tempat naik dan turunnya plunger dan

sebagai tempat pengumpul cairan.kelebihan dari sucker road pump adalah sebagai

berikut :

23

Fleksibel terhadap laju produksi, jenis fluida, dan kecepatan bisa diatur.

Harganya relatif murah.

Mempunyai track record keberhasilan yang tinggi. Sedangkan kekurangan dari

sucker road pump adalah :

Berat dan butuh tempat yang luas.

Tidak baik untuk sumur miring (offshore)

Butuh unit besar sekali untuk laju produksi besar dan sumur dalam.

2.6 Data Log dan Komplesi Sumur

Kais 10,260’MD KB (10,134 TVD SS)

BAGONG-1 LOG ANALYSIS AND BAGONG-2 MUD LOG

Bagon1

Bagon2

24

25

2.7 Faktor-faktor penyebab penurunan produksi sumur minyak dan gas

a. Produksi air lebih besar dibandingkan minyak.

b. Sumur mati.

26

c. Kebocoran tubing.

d. Peralatan (artificial lift) pada sumur mengalami kerusakan.

e. Menurunnya performa sumur yang dikarenakan adanya parameter watercut

naik dan gross fluid naik turun.

Didalam kegiatan monitoring sumur berproduksi banyak menemukan

problem didalam sumur salah satunya adanya produksi air yang berlebihan

sehingga produksi laju alir air lebih cepat dibandingkan laju alir minyak.

2.8 Penyebab Produksi Sumur Bagong 01

Produksi suatu sumur tidak akan ekonomis apabila sumur produksi

memiliki banyak kandungan air yang berlebihan yang dimana kandungan air

tersebut terjadi karena :

a. Terjadi karena alamiah

Semakin lama secara alamiah semakin banyak air yang terangkat

terproduksi bersama minyak dan gas.

b. Water Coning

Produksi air suatu sumur dapat disebabkan karena telah terjadi water coning

(cone = kerucut) Water Coning adalah suatu masalah yang terjadi di reservoir yang

berhubungan bersamaan dengan pergerakan air menuju lubang perforasi (water

breakthrough). Water Fingering terjadi pada reservoir miring yaitu jika air

bergerak dan menyalip minyak yang berada di atasnya menuju bagian bawah

perforasi karena water oil contack (WOC) yang tidak stabil.

Kondisi yang menyokong terjadinya water coning adalah :

Tekanan sumur yang rendah sehinnga menyebabkan pressure drawdown

tinggi.

Sumur atau perforasi yang terlalu dekat dengan WOC.

Tidak ada permeabillity barrier terhadap aliran vertikal.

c. Water Channeling

27

Water channeling terjadi karena kerusakan pada primary cementing tersebut

mengakibatkan terbentuknya channel, melalui channel tersebut air masuk dan

terproduksi sehingga terjadi peningkatan water cut yang mengakibatkan produksi

air yang meningkat secara signifikan.

Menurunnya performa sumur yang dikarenakan adanya parameter dari

Water Cutnya naik dan Gloss fluid naik turun maka penanganan berikutnya

dilakukan dengan kegiatan Water Shut Off.

2.9 Pemilihan metode-metode untuk menanggulangi kelebihan air

Metode yang dipakai dalam menutup lapisan formasi (zona air) yang banyak

mengandung produksi air akan ditutup dengan metode sebagai berikut :

2.9.1 Kegiatan Squeeze Cementing

Merupakan kegiatan penyemenan kedua, berfungsi untuk memperbaiki

penyemenan primer atau untuk menutup zona produktif yang sudah tidak ekonomis

dengan tujuan dari kegiatan squeeze cementing adalah untuk mengetahui dan

menganalisa pekerjaan kerja ulang pindah lapisan dan kebutuhan dari pekerjaan

squeeze cementing yang dilakukan.

2.9.2 Isolated by packer

Packer untuk menyegel antara luar pipa produksi dan bagian dalam

selubung/lapisan atau dinding sumur, Prinsip kerja packer bisa digunakan sebagai

pada saat Produksi dan pada saat Service.

Adapun pada saat Produksi

Alat yang tetap berada didalam sumur sampai aktivitas produksi selesai.

Adapun pada saat Service

Digunakan pada saat service sumur seperti sementara pada saat kegiatan cementing,

pengasaman, rekahan (hydrolik fracturing) serta pengujian sumur.

2.9.3 Water Chemical Gel

Pelaksanaan water shut off dapat dilaksanakan dengan water chemical gel,

yaitu proses pembentukan Gel campuran dari polimer seal dan Crosslinker.

28

Polimer seal

Penginjeksian larutan kimiawi dalam proses memperoleh minyak yang sering

digunakan pada kegiatan EOR (enchanced oil recovery) dan kegiatan water shut

off. Polimer seal cepat meningkatkan fluida pendesak (air) dan berperan dalam

mendorong fluida naik, Polimer dapat terlarut dalam air sehingga berfungsi untuk

meningkatkan mobility ratio sehingga aliran air tidak akan mendahului minyak

seperti teori dalam EOR. Jenis-jenis polimer seal yang sering digunakan pada

kegiatan water shut off yaitu Pdvsa, Pam, Phpa.

Crosslinker

Adalah zat tambahan yang digunakan pada polimer seal yang dapat

mempercepat proses terjadinya gel sehingga di kombinasikan dengan polimer seal,

Merupakan komposisi yang paling efektif dalam polimer gel. Jenis jenis crosslinker

yang sering digunakan pada proses water shut off yaitu Cr Al 2r sehingga

dikondisikan pada suhu 40 C - 60 C.

2.9.4 Cement Slurry Plug

Adalah kegiatan menempatkan bubur semen kedalam sumur dengan tujuan

agar terciptanya :

Membuat base untuk kegiatan open hole

Untuk mengatasi lost circulation selama aktivitas drilling

Menutup zona yang sudah tidak produktif

Untuk menutup zona air yang terletak dibawah zona minyak dengan tujuan

untuk open hole completion.

Adapun kegagalan dalam pekerjaan cement plug adalah sebagai berikut :

Mud removal yang buruk

Cement slurry yang tidak stabil

29

Volume slurry yang tidak cukup

Koordinasi yang buruk

Ketidaksabaran dalam pekerjaan

2.9.5 Bridge Plug

Adalah sebuah alat yang diletakan dibawah sumur dengan tujuan untuk

mengisolasi atau memperbaiki bagian lubang bawah sumur. Pelaksanaan kerjanya

bisa mengisolasi sementara sehingga tool bisa diambil lagi atau permanen diisolasi

tergantung produksinya, Steker jembatan yang dapat diambil sering digunakan

dalam kombinasi dengan pengemas untuk memungkinkan penempatan dan injeksi

(stimulasi cairan perawatan yan akurat).

2.9.6 Cement Retainer

Berpungsi mengisolasi atau menutup bagian formasi sementara, Sebelum

kita melakukan kegiatan Squeeze Cementing kedalam zona yang tidak akan kita

produksikan. Setelah kita melakukan pemompaan cement kita tunggu kering water

oil contack (WOC) lalu kita drill out cement yang telah tertutup beserta cement

retainer yang sudah terpasang.

2.9.7 Casing Patch

Adalah perakitan lubang bawah atau sistem alat yang digunakan dalam

perbaikan pelapisan casing atau tubing, Casing patch merupakan alternatif

perbaikan jangka menengah hingga jangka panjang yang memungkinkan produksi

dilanjutkan. Tambalan casing meningkatkan menghindari operasi besar-besaran

penutup selubung merupakan cara ekonomis terbaik untuk mengembalikan sumur

ke produksi dengan aman.

2.10 Operasi Work Over Water Shut Off

30

Water Shutt Off adalah kegiatan untuk menutup formasi dengan mengisolasi

zona air yang dimana aliran fluida tersebut terhambat sehingga aliran yang di tutup

adalah perforasi. Metode pelaksanaan water shut off memliki 3 cara yaitu :

Pelaksanaan water shut off menggunakan CTU (coiled tubing unit).

Pelaksanaan water shut off menggunakan RIG.

Perforasi Lapisan Baru

2.10.1 Pelaksanaan Water Shut Off dalam mengunakan CTU (rigless)

Didalam kegiatan water shut off dengan menggunakan CTU (coiled tubing)

ketika kegiatan bisa lebih optimal tanpa membongkar rangkaian down hole

equipment. Dikarenakan coiled tubing masuk melalui tubing untuk menutup lapisan

perforasi yang dianggap tidak produktif karena menyebabkan menigkatnya laju alir

air.

2.10.2 PelaksanaanWater Shut Off dalam mengunakan RIG

Didalam kegiatan water shut off dengan menggunakan rig, pada saat

digunakan dalam kegiatan water shut off ialah rig work over , Rig work over

fungsinya untuk melakukan perawatan, perbaikan, atau untuk digunakan menutup

sumur. Ketika kegiatan sudah tidak optimal menggunakan CTU. Sehingga harus

membongkar rangkaian down hole equipment dan tubing. Sehinnga melakukan

mematikan lapisan formasi dengan kegiatan Cementing, Pelarutan Water Chemical

Gel, British Plug, Cement Slurry Plug, Casing Patch, Cement Retainer.

2.10.3 Perforasi Lapisan Baru

Perforasi adalah suatu pekerjaan untuk melubangi casing agar terjadi

hubungan wellbore dengan reservoir , untuk melakukan hal ini diperlukan alat yang

disebut perporaton GUN (bahan peledak). metode yang diasumsikan berpengaruh

untuk meningkatkan Gain (perolehan minyak dan gas) adalah perforasi.

2.11 Hasil Water Shut off

2.11.1 Pengetesan water shut off

31

Untuk mengetahui metode mana yang cocok digunakan pada sumur x tersebut

tergantung dari :

1. Tingkat kesulitan sumur

a. Kedalaman Sumur

b. Diameter Casing (target shut off ).

c. Hambatan hambatan didalam sumur ketika akan melakukan kegiatan

operasional running tool untuk water shut off.

d. High Temperature berdampak terhadap konsentrasi chemical plugging

sehingga dibutuhkan Excess Gel, Cement dan Chemical.

2. Ketersediaan Alat Pendukung operasional (supporting equipment) seperti

Work Over rig,Hydroulik Work Over Unit,peralatan stimulation pumping

unit,e-line, coiled tubing, cement retainer,iRBP, casing patch, additive cement

/ gel polymer.

3. Biaya sewa peralatan pendukung maupun jasa kontraktor.

Note : Dari semuanya tergantung dari perhitungan keekonomisan sumur yaitu

dari perhitungan gain (perolehan minyak).

2.11.2 Pengetesan lapisan baru

Sumur produksi memiliki kendala dan kebutuhan khusus seperti contoh

sumur x, ada 1 sumur memiliki 2-3 zona (air,minyak dan gas ) yang sudah

di perforasi. Tetapi apabila salah satu dari zona tersebut mengganggu dan

dikatakan zona tersebut tidak ekonomis maka zona tersebut akan ditutup

dengan metode water shut off.

Dan jikalau 1 sumur open hole atau ada 1 lubang perforasi yang dinyataan

tidak ekonomis maka kita tutup lalu dilakukan pembukaan lubang baru

dengan cara perforasi karena penutupan dan pembukaan zona formasi baru

yang produktif agar sumur berproduksi kembali dengan menghasilkan gain

(perolehan minyak dan gas) dengan masih terbukanya perforasi lama akan

berpengaruh terhadap laju alir zona perforasi baru dan menyebabkan sumur

tidak ekonomis.

32

Note : Setelah di lakukan analisa maka di putuskan engineer Jakarta melakukan

kegiatan perforasi pada interval zona produksi yang di asumsikan akan

menambah Gain, Setelah dilakukan perforasi maka didapatkan perubahan.

2.11.3 Hasil produksi sebelumperforasi dan sesudah perforasi

Tabel 2.11.3 Lubang Sumur Sebelum Perforasi

15 Des 18 1.961 41

16 Des 18 2.023 58

17 Des 18 1.959 60

18 Des 18 2.028 65

19 Des 18 2.162 68

20 Des 18 2.164 70

21 Des 18 2.152 68

22 Des 18 2.173 65

23 Des 18 2.182 64

24 Des 18 2.182 64

25 Des 18 2.182 64

26 Des 18 2.182 64

27 Des 18 2.182 64

28 Des 18 2.182 64

29 Des 18 2.182 64

30 Des 18 2.182 64

31 Des 18 2.306 67

TANGGAL BFPD BOPD

Series1

0

1,000

2,000

3,000

15‐Dec‐18

16‐Dec‐18

17‐Dec‐18

18‐Dec‐18

19‐Dec‐18

20‐Dec‐18

21‐Dec‐18

22‐Dec‐18

23‐Dec‐18

24‐Dec‐18

25‐Dec‐18

26‐Dec‐18

27‐Dec‐18

28‐Dec‐18

29‐Dec‐18

30‐Dec‐18

31‐Dec‐18

Sebelum Perforasi

Series1 Series2

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

14‐Dec‐1816‐Dec‐1818‐Dec‐1820‐Dec‐1822‐Dec‐1824‐Dec‐1826‐Dec‐1828‐Dec‐1830‐Dec‐1801‐Jan‐19

Sebelum Perforasi

Series1 Series2

Perbandingan Grafik Lubang sumur sebelum perforasi

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Table.2.11.3 Lubang Sumur Sesudah Perforasi

33

TANGGAL BFPD BOPD Perbandingan Grafik Lubang sumur sesudah perforasi

3 Des 19 2.462 41

4 Des 19 2.548 47

5 Des 19 2.804 107

6 Des 19 2.813 114

7 Des 19 2.721 104

8 Des 19 2.614 98

9 Des 19 2.467 100

10 Des 19 2.859 123

11 Des 19 2.896 131

12 Des 19 2.801 140

13 Des 19 2.976 137

14 Des 19 2.969 131

15 Des 19 2.857 120

16 Des 19 2.564 107

17 Des 19 2.895 114

18 Des 19 2.788 117

19 Des 19 2.738 115

20 Des 19 2.914 121

21 Des 19 2.914 121

22 Des 19 2.914 121

23 Des 19 2.914 121

24 Des 19 2.871 119

25 Des 19 2.926 122

26 Des 19 2.950 123

27 Des 19 2.950 123

28 Des 19 2.950 123

29 Des 19 2.950 123

30 Des 19 2.950 123

31 Des 19 2.954 121

1 Jan 19 2.318 69

2 Jan 19 2.318 69

3 Jan 19 2.318 69

4 Jan 19 2.318 69

5 Jan 19 2.318 69

6 Jan 19 2.318 69

7 Jan 19 2.318 69

8 Jan 19 2.318 69

9 Jan 19 2.318 69

10 Jan 19 2.318 69

11 Jan 19 2.318 69

12 Jan 19 2.318 69

13 Jan 19 2.318 69

14 Jan 19 2.318 69

15 Jan 19 2.318 69

16 Jan 19 2.311 68

17 Jan 19 2.311 68

18 Jan 19 2.311 68

19 Jan 19 2.311 68

20 Jan 19 2.311 68

21 Jan 19 2.311 68

22 Jan 19 2.311 68

23 Jan 19 2.295 68

24 Jan 19 2.295 68

25 Jan 19 2.295 68

26 Jan 19 2.295 68

27 Jan 19 2.295 68

28 Jan 19 2.295 68

29 Jan 19 2.295 68

30 Jan 19 2.295 68

31 Jan 19 2.295 68

TANGGAL BFPD BOPD

Series1

0

1.000

2.000

3.000

Sesudah perforasi

Series1 Series2

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

Sesudah Perforasi

Series1 Series2

34

BAB III

METODOLOGIPENELITIAN

 

3.1 Jenis Penelitian

1. Data Primer

Data yang diperoleh langsung dari sumber-sumber yang diamati dan dicatat

pertama kali atau diperoleh langsung oleh peneliti di lapangan atau perusahaan.

2. Data Sekunder

Merupakan sumber data penelitian yang diperoleh peneliti secara tidak

langsung melalui media perantara (diperoleh dan dicatat oleh pihak lain). Yaitu

dari dokumen - dokumen perusahaan yang berkenaan dengan masalah yang

diteliti.

3.2 Teknik Pengumpulan Data

Adapun metode yang digunakan untuk mengumpulkan data dalam

melakukan penelitian adalah sebagai berikut:

3.2.1 Studi Lapangan

Studi lapangan adalah pengumpulan data langsung kelapangan dengan

mempergunakan Teknik data sebagai berikut:

a. Metode Observasi

Metode Observasi adalah pengamatan terhadap objek yang diteliti

b. Wawancara

Pengumpulan data dengan cara melakukan tanya jawab dengan narasumber

yang terkait dengan penelitian yang dilakukan.

35

3.2.2 Teknik ke Perpustakaan

Metode ini dilakukan dengan maksud untuk memperoleh data-data

sekunder atau data-data pendukung yang berfungsi sebagai landasan teori guna

mendukung data-data primer yang diperoleh dari buku-buku serta referensi lainnya

yang berkaitan dengan objek penelitian.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

36

BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Data Produksi

Data Produksi adalah data yang menunjukan hasil angka yang valid untuk

sebagai informasi dan keterangan mengenai data produksi. Berikut adalah tabel

total data produksi perbulan yang dimiliki sumur Bagong01 adalah :

Bulan Gross (BFPD)Net (BOPD)

WaterCut (%)

Gas (MSCFD)

Fluid Level (ft)

Des-18 29,415 1,230 2,940 1,350 92,730Jan-19 69,540 2,070 2,910 1,200 92,730Feb-19 68,850 2,040 2,910 1,110 92,730Mar-19 68,790 2,010 2,910 1,110 92,730Apr-19 67,890 1,860 2,910 1,050 92,730

37

4.2 Bentuk Cash flow Sederhana dari sumur Bagong01

Bentuk Cash flow Sederhana dari sumur Bagong01

Bulan

Produksi oil

perbulan BBL/D

Produksi oil

pertahun BBL

Harga minyak

USD/BBL

Gross revenue

USD

Produksi gas

perbulan MMSCF/D

Produksi gas

pertahun MMSCF

Harga gas / USD

Gross revenue /

USD

Capital Expeditue

/ USD

Operating cost / USD

Cash flow / USD

Desember 2018 29,415 352,980 $64,11 $22,629,547.8 1,350 16,200 $6,1 98,820 $40,928 $6,891.90 $51,022 Januari 2019 69,540 834,480 $66,55 $55,534,644 1,200 15,400 $6,3 97,020 $132,309 $5,723.71 $55,493 Februari 2019 68,850 826,200 $64 $52,876,800 1,110 13,320 $6,3 83,916 $83,158,5 $5,906.13 $52,871

Maret 2019 69,780 837,360 $61,6 $51,581,376 1,110 13,320 $6,2 82,584 $17,743,8 $6,013,30 $51,640

April 2019 67,890 814,680 $62,3 $50,754,564 1,050 12,600 $6,2 78,120 $23,718,8 $5,974,95 $50,802

Mei 2019 67,800 813,600 $63,4 $51,582,240 1,109 13,308 $6,1 81,178.8 $27,994,5 $4,275.34 $51,631

Juni 2019 67,940 815,280 $63,1 $51,4 44,168 1,112 13,344 $6,1 81,398.4 $34,036 $6,042.09 $47,517

Juli 2019 67,980 815,760 $63,9 $52,127,064 1,200 14,400 $6 86,400 $48,740 $7,811.97 $52,156 Agustus 2019 67,894 814,728 $63,8 $51,979,646.4 1,110 13,320 $6,1 81,252 $60,622 $6,648.2 $51,993 September 2019 67,990 815,880 $63,9 $52,134,732 1,218 14,616 $6,2 90,619.2 $83,510 $7,562.21 $51,134

oktober 2019 67,907 814,884 $63,7 $51,908,110.8 1,170 14,040 $6,3 88,452 $97,043 $7,239.77 $51,803 November 2019 67,980 815,760 $61,6 $50,250,816 1,090 13,080 $6,2 81,096 $132,309 $5,723,71 $50,193

38

Desember 2019 68,400 820,800 $61,8 $50,725,440 1,118 13,416 $6,2 83,179.2 $133,200 $6,445,71 $50,668 januari 2020 68,760 825,125 $41 $33,830,125 0,989 11.868 $5,7 67,647.6 $90,554 $5,339,21 $33,801