Team Majalah Petro - trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id

Team Majalah Petro Majalah Jurusan Teknik Perminyakan

Pelindung : Dr. Ir. Afiat Anugrahadi, MS (Dekan FTKE)

Pengarah : Dr. Ir. Burhannudinnur, MSc (Wakil Dekan I FTKE)

Penasehat : Ir. Abdul Hamid, MT (Ketua Prodi Teknik Perminyakan)

Penanggung Jawab : Ir. Djoko Sulistyanto, MT (Sekprodi Teknik Perminyakan)

Dewan Redaksi :

1. Ketua : Cahaya Rosyidan, MSc 2. Anggota : Rini Setiati, ST, MT

Widia Yanti, Ssi, MT

Aqlyna Fattahanisa, ST

Ghanima Yasmaniar, ST

Santika Febri

Irwan Maulana

Review makalah : Prof. Dr. Ir. Asri Nugrahanti, MS (Usakti)

Prof Dr. HD. Septoratno Siregar,DEA (ITB)

Dr. Ir. Asep Kurnia Permadi (ITB)

Dr. Ir. Burhannudinnur, MSc (Usakti)

Dr. Ir. Suryo Prakoso, MT (Usakti)

Alamat Redaksi : Program Studi Teknik Perminyakan

Telepon : 021-5663232 ext 8509

Email : [email protected]

mailto:[email protected]

Pengantar Redaksi

Jurnal ilmiah Petro merupakan sebuah jurnal yang berisi beberapa paper bidang perminyakan dan diterbitkan dengan tema -tema yang aktual dari hasil penelitian paradosen maupun mahasiswa program studi tenik perminyakan yang berlandaskan perkembangan dunia pendidikan, ilmu pengetahuan, dan tekknologi seputaran duniaPerminyakan.

Pada Jurnal Ilmiah Petro Volume V bulan April Tahun 2016 terdiri dari 6 judul

bahasan antara lain mengenai Optimasi sumur – sumur GasLift, Analisis Data Log, Studi Penentuan Tekanan Tercampur Minimum dengan Gas CO2, Studi Laboratorium Pengaruh Penggunaan Fluida Komplesi CABR2, Studi Laboratorium Pengaruh Penambahan Cement Dispersant, Optimasi Deliverabilitas Sumur-Sumur Geothermal, Optimalisasi Pemboran Menggunakan Teknologi Pemboran Berarah, Analisa Pengaruh Heterogenitas Sifat Fisik Batuan dan Pola Sumur Injeksi, Analisis Pengaruh Thermal Terhadap Casing, Optimalisasi Pemboran Lepas Pantai Menggunakan Drilling Template.

Dari keseluruhan judul diatas memiliki beberapa bidang antara lain, BOR,

Produksi, Gas bumi, Reservoir, Simulasi Reservoir,Panas bumi, Lumpur pemboran, Cementing, Surface Facilities, PenilaianFormasi, dan Kimia. Pembaca diharapkan dapat membaca beragam penelitian yang diterbitkan dari karya ilmiah yang dibuat oleh para Dosen dan Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Trisakti yang nantinya dapat bermanfaat bagi para pembacanya.

Redaksi

Jurnal Ilmiah PETRO

Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti

Petro sudah di index oleh Google Scholar dan ipi

DAFTAR PUSTAKA

EVALUASI PENGGUNAAN SISTEM LUMPUR SYNTHETIC OIL BASE MUD DAN KCL POLYMER PADA PEMBORAN SUMUR X LAPANGAN Y Abdul Hamid, Apriandi Rizkina Rangga Wastu ................................................................................ EVALUASI HIDROLIKA LUMPUR PEMBORAN PADA SUMUR X1 LAPANGAN X SUPAYA EKONOMIS Bayu Satiyawira, Cahaya Rosyidan, Havidh Pramadika .................................................................... STUDI PEMANFAATAN AMPAS TEBU SEBAGAI LOST CIRCULATION MATERIAL (LCM) DAN PENGARUHNYA TERHADAP SIFAT RHEOLOGI LUMPUR Abdul Hamid ................................................................................................................................... PENENTUAN FLOW UNIT BATUAN RESERVOIR PADA LAPANGAN RN Reza Dwi Adrianto ............................................................................................................................ UJI SENSITIVITAS DAN SOLUSI ANALITIK TYPE CURVES JENIS RESERVOIR KOMPOSIT INFINITE ACTING RESERVOIR PADA LAJU ALIR PRODUKSI SUMUR KONSTAN Wiwiek Jumiati ................................................................................................................................ ANALISIS PENGARUH STIMULASI KOH TERHADAP PENINGKATAN LAJU ALIR PRODUKSI SUMUR SIB 1, SIB 2 DAN SIB 3 Novrianti1, Novia Rita2, Era Yulia .......................................................................................................

Jurnal Petro 2017 VOLUME VI, No 1, APRIL 2017 p-ISSN: 1907-0438 http://trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id/index.php/petro

1 Jurnal Petro | April, Th, 2017

EVALUASI PENGGUNAAN SISTEM LUMPUR SYNTHETIC OIL BASE MUD

DAN KCL POLYMER PADA PEMBORAN SUMUR X LAPANGAN Y

Abdul Hamid, Apriandi Rizkina Rangga Wastu

Program Studi Teknik Peminyakan Universitas Trisakti

Gedung D Lantai 4 USAKTI, 081511637155, [email protected], [email protected]

ABSTRAK

Dalam operasi pemboran, lumpur pemboran memainkan peranan yang sangat penting karena memiliki fungsi-fungsi yang tak tergantikan. Pada pelaksanan operasi pemboran sumur x lapangan y ini menggunakan lumpur Synthetic Oil Base Mud dan KCL Polymer selama pemboran berlangsung, sifat dan rheology lumpur pemboran harus di perhatikan dan dipertimbangkan kondisi serta karateristik dari formasi yang akan di bor. Adapun penyebab terjadinya masalah masalah tersebut adalah disebabkan karena factor formasi yang mempunyai permeabilitas yang cukup besar sehingga memungkinkan terjadinya masalah hilangnya lumpur. Seperti adanya formasi yang mengandung gua-gua (cavernous formation), formasi yang mengandung rekahan-rekahan secara vertical maupun horizontal. Dalam menganalisa hal ini akan mengakibatkan kerugian baik dari segi waktu, finansial , maupun kesalamatn kerja.nOleh karena itu,sebelum proses pemboran dilaksanakan perlu dibuat sebuah perencaan yang matang untuk penenruan program lumpur. Perencaan diantaranya berkaitan dengan jenis lumpur, densitas, viskositas, daya agar, derajat keasaman, laju tapisan dan lain-lain yang disesuaikan dengan lithology tiap lapisan formasi yang di tembus. Perencanaan tersebut juga mencakup analisa potensi permasalahan yang akan dihadapi pada tiap lapisan formasi beserta solusi untuk mengantisipasinya. Namun demikian, pada saat pelaksanaanya sangat umum terjadi beberapa permasalahan di luar analisa tersebut. Dari suatu pendesaianan lumpur diharapkan penggunaannya dapat mengoptimalkan kegiatan pemboran dengan biaya serendah mungkin untuk menekan biaya per barrel nanti

System lumpur Sythetic Oil Base Mud adalah disperse mud dan biasanya berbiaya lebih mahal ,

sedangkan lumpur KCL polymer adalah lumpur non disperse yang biasanya lebih murah. Melihat hambatan yang terjadi pada saat pemboran yang berlangsung yaitu adnaya gumbo, shloughing shale, differential pressure sticking, lost, terjepit pipa, swelling clay, partial lost, lumpur Synthetic Oil Base mud dapat mengatasi masalah di atas. Kejadian hilang lumpur dapat diakibatkan oleh beberapa sebab, seperti : kondisi formasinya, dapat menimbulkan kick dan blow out apabila tekanan hidrostatik kolom lumpur dalam sumur turun dan tidak segera di tanggulangi. Meskipun jika dilihat dari segi biaya meskipun Synthetic Oil Base Mud lebih mahal dari KCL Polymer lumpur tersebut dapat digunakan kembali atau dilakukan treatment pada saat digunakan berbeda dengan KCL Polymer dan dapat mengatasi masalah di atas. Pada penulisan paper ini akan dievaluasi sejauh mana pemakaian lumpur Synthetic Oil Base Mud lebih dan KCL Polymer efektif dalam mengatasi permasalahan-permasalahan di formasi shale yang sangat reaktif.

Kata Kunci : Mud, Synthetic Oil Base Mud, Water Base Mud, KCL Polymer, Rheology ABSTRACT

During the drilling operation of well X Field Y, Synthetic Oil Base Mud and KCL Polymer was used

during the drilling operation. Paying attention to the characteristics and rheology of drilling mud is important. Furthermore, the condition and characteristics of the drilled formation itself is also important. As for the occurrence of those matter is caused by formation factor which has big permeability and can sustain mud loss. Just like formation which contains cavernous formation, formation which contains vertical or horizontal fractures. In analyzing this whole matter can caused deprivation in time, financial, or safety. Because of that, before the drilling process gets underway a well calculated plan is necessary to determine the mud program. Some of the plan related to mud type, density, viscosity, gel strength, pH, Yield Point, etc are adapted with the lithology of every penetrated formation. That plan also covers the potential problem analysis of every formation layer and the solution to anticipate it. However, when the execution of this plans some problems outside the



analysis is usually happened. From the mud designing, the usage of it hopefully can optimize the drilling activity with lowest budget to press down the cost per barrel afterwards.

Mud system of Synthetic Oil Base Mud is a disperse mud and usually cost higher. As for the KCL polymer mud is non-disperse mud and it’s usually cheaper. Beneficially, Synthetic Oil Base Mud (SOBM) can cover up the occurred hindrance such as, the existence of gumbo, sloughing shale, differential pressure sticking, lost, stuck pipa, swelling clay, partial lost. In this paper, Synthetic Oil Base Mud will be evaluated how far this mud is more effective in dealing with problems in a very reactive shale formation. Keywords : Mud, Synthetic Oil Base Mud, Water Base Mud, KCL Polymer, Rheolog PENDAHULUAN Kegiatan operasi pemboran merupakan kegiatan yang tidak bisa terlepas dari suatu kegiatan produksi sumur. Sehingga tujuan dari kegiatan pemboran tidak hanya melakukan pemboran secara aman dan efisien tapi juga menjaga sumur untuk dapat berproduksi dengan baik. Suksesnya suatu pekerjan pemboran sumur yang melalui berbagai macam lapisan batuan sangat tergantung pada kinerja (performance) dari lumpur pemboran yang digunakan ,dimana kinerja dari lumpur pemboran ini akan menentukan cost-efektif performance dari pemboran tersebut. Sehingga salah satu hal penting dalam pelaksaan pemboran adalah mendesain system lumpur yang baik, dimana hal ini akan langsung berhubungan dan mempengaruhi sifat formasi yang akan di tembus. Penggunaan system lumpur pada sumur ini dapat dilihat pada formasi batuan sumur tersebut, pada trayek 26 inci – 12 ¼ inci merupakan formasi shale reaktif dan pada trayek 8 ½ inci formasi karbonat oleh karena itulah maka pada sumur sumur dilapangan Y dilakukan 2 jenis lumpur yang berbeda yaitu system lumpur Synthetic Oil Base Mud dan lumpur KCL Polymer. Lumpur system Synthetic Oil Base Mud adalah lumpur disperse mud dan lumpur ini cocok untuk formasi shale reaktif, sedangkan lumpur KCL polymer adalah lumpur non disperse dan lumpur ini cocok buat formasi non reaktif. Evaluasi yang digunakan dengan mengumpulkan data-data sumur, serta mengevaluasi komposisi lumpur berbahan dasar minyak SOBM (Synthetic Oil Base Mud) dan KCL Polymer yang digunakan serta sifat sifat fisik dari lumpur tersebut. Kemudian mengevalusi permasalahan-permasalahan yang terdapat pada sumur tersebut dari segi lumpur pemborannya

TEORI DASAR Lumpur bor dapat didefinisikan sebagai semua jenis fluida (cairan, cairan berbusa, gas bertekanan) yang dipergunakan untuk membantu operasi pemboran dengan membersihkan dasar lubang dari serpih bor dan mengangkatnya ke permuikaan, dengan demikian pemboran dapat berjalan dengan

lancar. Fluida tersebut dialirkan dari permukaan melalui ruang antara diameter luar rangkaian pipa bor dengan dinding lubang bor. Penggunaan lumpur pemboran bertujuan agar proses pemboran tidak memenuhi kesulitan-kesulitan yang dapat memenuhi kelancaran pemboran itu sendiri. Hal ini dapat dilihat dari fungsi atau kegunaan utama dari lumpur pemboran, yaitu sebagai berikut: a. Membersihkan dasar lubang. b. Mengangkat serpih bor. c. Mendinginkan dan melumasi pahat dan

rangkaian bor. d. Melindungi dinding lubang. e. Menjaga dan mengimbangi tekanan formasi. f. Menahan serpih bor dan padatan lainya jika

sirkulasi dihentikan. g. Membantu dalam mengevaluasi formasi dan

melindungi prokduktivitas formasi. h. Menunjang berat dari rangkaian bor. i. Menghantarkan daya hidrolika lumpur ke

pahat. j. Mencegah dan menghambat korosi.

Faktor yang penting dalam melakukan pemboran sumur adalah mengontrol komposisi dan kondisi dari lumpur bor. Agar semua fungsi dari lumpur bor dapat berjalan dengan baik, sifat-sifat lumpur bor. Agar semua fungsi dari lumpur bor dapat berjalan dengan baik, sifat-sifat lumpur bor harus dijaga dan selalu diamati secara teliti dan berkesinambungan dalam setiap tahap operasi pemboran. Untuk mempermudah pengertian, maka terdapat empat fisik lumpur pemboran, yaitu density (berat jenis), viskositas, gel strenght serta laju tapisan. Selain itu terdapat pula sifat lumpur pemboran yang lain seperti pH lumpur bor, Cl, sand content serta resistivitas lumpur bor. Media yang biasa digunakan dalam pembuatan lumpur pemboran yaitu : air, minyak dan gas. Namun yang paling umum digunakan adalah air. Ada bermacam –macam jenis chemical yang dapat digunakan untuk tipe lumpur berbahan dasar air. Salah satu klasifikasi umum tipe lumpur ini adalah dibagi menjadi tergantung dari kondisi clay yang ad di dalam lumpur, yaitu disperse dan non disperse. Salah satu contoh disperse mud adalah



Oil Base Mud dan non disperse adalah KCL-Polymer. Pemilihan tipe yang palinh baik sari keduanya tergantung dari jenis clay atau shale yang akan dibor. Perbedaan utama antara system disperse dan non disperse dapat dilihat dari sifat rheology kedua system ini. Suatu disperse system memiliki nilai YP (yield point) yang rendah dan nilai PV (plastic viscosity). Nilai PV ini lebih tinggi dari nilai non disperse sistem. Biasanya peningkatan perfoma pemboran, kondisi lubang yang lebih baik dan lebih sedikit kerusakan formasi dpat dicapai apabila digunakan lumpur non disperse. Pada awal-awal pemboran dilaksanakan pada banyak contoh hanya disperse sistem yang dapat digunakan. Dengan bertambahnya baiknya efisiensi peralatan solid control rig maka kemudian non disperse system dapat digunakan. Lumpur ini mengandung minyak sebagai fasa kontinunya. Komposisinya diatur agar kadar airnya rendah (3-5% volume). Relative lumpur ini tidak sensitive terhadap kontaminan. Tetap airnya adalah kontaminan karena memberi efek negatif bagi kestabilan lumpur ini. Untuk mengontrol viskositas, menaikkan gel strength, mengurangi efek kontaminasi air dan mengurangi filtrate loss, perlu ditambahkan zat-zat kimia. Manfaat oil base mud didasarkan pada kenyataan bahwa filtratnya adalah minyak karena itu tidak akan menghidratkan shale atau clay yang sensitive baik terhadap formasi biasa maupun formasi produktif. Kegunaan terbesar adalah pada completion dan workover sumur. Kegunaan lain adalah untuk melepaskan drill pipe yang terjepit, mempermudah pemasangan casing dan liner. KCL dalam air akan terurai menjadi ion K⁺ dan Cl⁻ Dalam menstabilkan mineral shale, ion-ion K⁺ akan menggantikan kedudukan ion Na⁺ , dan dalam plate-plate ssihale ion-ion K⁺ akan terikat jauh lebih kuat dibandingkan ikatan antara ion Na⁺ dengan plate clay atau antara clay dengan air, sehingga daya tolak menolak antara plate-plate clay dalam air akan berkurang atau ikatan antar plate nya semakin kuat. Akibat daya tarik antar plate semakin kuat karena hadirnya ion K⁺ , maka akan semakin banyak air yang terbebas dari antar clay keluar sistem, sehingga akan menyebabkan viskositas sistem turun dan filtrate naik. Disamping itu, ion-ion K+ dengan jari-jari atomnya yang besar akan menutup microfracture shale dan mencegah masuknya air ke dalam microfacture, sehingga mengurangi hidrasi osmosis shale.

Adanya polimer dalam menstabilkan shale dikarenakan kemudahannya untuk Iarut dalam lumpur yang mengandung elektrolit dan adanya muatan negatif pada bagian yang terhidrolisa sehingga akan meningkatkan daya rekat dan adsorbsi polymer terhadap partikel-partikel clay. Adsorbsi polymer oleh partikel clay akan meningkat dengan kehadiran KCl diatas 3%. Adsorbsi polymer akan mengurangi swelling dengan cara menyelubungi plate-plate shale bersama-sama dalam kelompok-kelompok yang mengurangi kemungkinan berhubungan dengan air. Seberapa besar pengurangan swelling shale yang terjadi tergantung pada konsentrasi KCl dan polymer dalam fasa cair lumpur. METODOLOGI Metodologi yang dilakukan pada evaluasi lumpur pemboran Synthetic Oil Base Mud dan KCL Polymer adalah dibawah ini. Pengunpuan data : mengumpulkan data data yang dibutuhkabn untuk mengevaluasi permasalahan pada pemboran tersebut berupa DDR, DMR, Well Proposal dan Final Report 1. Perangkuman data : merangkum semua data

yang di perlukaan pada saat melakukan evaluasi lumpur berupa sifat fisik lumpur pemboran tersebut

2. Evaluasi data : mengevalusi Pengaruh Lumpur terhadap beberapa masalah yang terjadi pada sumur x dan Penanggulangan masalah yang terjadi pada sumur x

3. Kesimpulan HASIL DAN PEMBAHASAN Pada sumur X direncanakan pemboran sumur ini mempunyai target kedalaman akhir 9950 ft atau 3033 meter. Dalam pemboran ini, lumpur sangat memegang peranan penting dalam sukses tidaknya suatu operasi pemboran. Pelaksanaan bor pengembangan sumur X menggunakan lumpur Synthetic Oil base mud untuk pemboran trayek 20’’ – 9 5/8’’ dan trayek 7’’ menggunakan KCL Polymer, sedangkan untuk interval permukaan digunakan spud Mud. Lumpur bahan dasar minyak digunakan dengan alasan-alasan tertentu dimana untuk lumpur bahan bahan dasar air tidak mampu mengatasi masalah-masalah yang terjadi sewaktu pemboran berlangsung. Pada lubang sumur 26 ’’ menggunakan TCB dan BHA berukuran lubang 26 ” menggunakan trayek casing 20’’ ini memiliki kedalaman 80 ft sampai dengan kedalaman 900 ft dengan berat jenis lumpur berkisar 9.3-9.8 ppg dengan system lumpur yang di gunakan adalah SOBM. Lithology formasi pada trayek ini terdiri dari claystone dan sandstone ini



terdapat pada formasi Lidah. Masalah yang terjadi pada casing ini kemungkinan saja pada lapangan ini masih mengandung sedikit gas , maka dari itu di butuhkan data yang lengkap dari mud log dan di pertimbangan saat penyemanan pada casing 20 inchi karena pada lapisan ini mengandung serpihan pasir. Dan terjadi overshaker yang disebabkan oleh OBM yang mempunyai temperatur rendah dan ini dapat mengakibatkan surface loss. Solusi yang dapat di lakukan jika terjadi overshaker yang di karena serpihan pasir dapat menggunakan shale shaker yang mempunyai ukuran 40 – 60 mesh dan ini juga di gunakan pada lubang 17 ½ ’’. Pada pemboran ini selalu ada cutting dryer down yang merupakan salah satu solid control yang sudah ditidak digunakan pada saat pemboran berlangsung dan pergantian di lakukan setiap hari pada section. Pada solid control selalu dilakukan pemeriksaan rutin dan maintence semua SCE untuk memastikan kehalusan drilling fluid operation pada rigsite. Nilai equivalent circulating density di dapatkan dan perhitungan Bingham model yaitu 9.6 – 10.1 ppg, dibawah ini merupakan tabel sifat fisik pada trayek 26 “

Tabel 1 Sifat Fisik Lumpur Trayek 26”

Pada interval trayek 17 ½ “ , permasalahan utama saat menggunakan lumpur Syntethic Oil Base Mud adalah gumbo. Di beberapa sumur terjadi sangkutan dan swab effect saat dilakukan trip. Permasalahan gumbo hampir sebagian besar terjadi pada trayek pemboran 17 ½’’ saat menembus batu lempung (clay) formasi Wonocolo. Synthetic Oil Base Mud dapat mengurangi kereaktifan clay dan menyelubungi cutting bor yang terdistribusi di annulus, sehingga cutting tidak lengket serta tidak menggumpal dan problem gumbo dapat di hindari. Dan juga dapat di lakukan menjaga inhibition lumpur dengan nilai WPS yang cukup , konsentrasi OWR, mengontrol ROP dan meminimaliskan

filtrate loss pada lumpur tersebut dan berikut ini merupakan data sifat fisik lumpur pada trayek 17 ½ “.

Tabel 2 Sifat Fisik Lumpur Trayek 17 ½ ”

Pada pemboran formasi 17 ½ ’’ menggunakan trayek 13 3/8’’ ini memiliki kedalaman 900 ft sampai dengan kedalaman 4860 ft selama 13 hari. Masalah pengangkatam cutting juga terjadi pada saat bor section ini. Adanya sangkutan dan drag yang besar diakibatkan hole cleaning yang tidak optimal. Untuk mendapatkan hole cleaning yang optimal dengan memperbesar annular velocity mengalami kendala kerena keterbatasan kemampuan peralatan permukaan (pompa), penggunaan lumpur Synthethic Oil Base Mud terbukti dapat membantu mengatasi masalah pengangkatan cutting ini dengan mengoptimalkan nilai yield point dan plastic viskositas. Dan dapat juga diatasi dengan mengoptimalkan output untuk memastikan flowrate yang cukup untuk menghasilkan pembersihan lubang yang baik pada annulus . Mengoptimalkan out put pompa dengan cara mengalirkan lumpur di lubang bor setiap 2–3 stand pipa dengan menggunakan lumpur yang mempunyai viskositas rendah dan densitas yang tinggi. Menggunakan pipa untuk menciptakan aliran turbulen disekitar annulus jika terjadi overpull. Pompa dikeluarkan apabila overpull terjadi ketika POOH by elevator. Jika overpull tetap terjadi, kurangi flowrate ketika kembali ke bottom untuk 1 stand dan tambahakan flowrate secara bertahap ketika backream pada rate yang terkontrol. Melakukan short trip setiap pemboran 1000 ft. Mempertahankan mud low end (6 rpm > 10). Dan mengoptimalakan solid control untuk mengurangi pembentukan nilai LGS pada saraline atau SOBM



Pada lubang sumur 12 ¼’’ menggunakan trayek 9 5/8’’ ini memiliki kedalaman 4860 ft sampai dengan kedalaman 9336 ft. Pada pemboran ini membor formasi wonocolo, dimana formasi wonocolo mempunyai lapisan shale tebal sering dijumpai problem ketidakstabilan lubang bor. Adanya shale yang reaktif akan menghidrasi filtrate lumpur, sehingga terjadinya gugurnya dinding formasi kedalam lubang (shloughing shale). Runtuhnya dinding formasi setelah adanya aksi mekanis yaitu putaran drillstring yang mengenai dinding lubang karena pemboran yang dilakukan merupakan pemboran miring. Shale yang mengalami pada batas tertentu akan mengalami disperse, keberadaan Oil Base Mud yang mempunyai sifat disperse akan menyebabkan konsentrasi padatan dalam lumpur meningkat (LGS naik), dan kondisi naiknya konsentrasi padatan ini akan menimbulkan penyumbatan lubang bor, hal ini di tunjukkan dengan adanya terjadinya sangkutan saat cabut masuk trip. Trip gas (50 gas) menunjukkan sirkulasi sebelum dan sesudah tekanan. Setiap lubang mengandung 𝐻2𝑆 dan 𝐶𝑂2 sangat serius, excess lime dapat kurang dari 12.0 ppb untuk menyeimbangkan gas.

Dari hasil evaluasi mendapatkan niilai sifat fisik lumpur pemboran pada trayek 12 ¼ ”.

Tabel 3

Sifat Fisik Lumpur Trayek 12 ¼ “

Dalam system lumpur ini di perlukan 𝐶𝑎𝐶𝑙2 untuk mengatasi pemboran pada formasi shale, hal ini terlihat pada sample cutting yang tersaring dari shale shaker sangat rapuh (mudah dipatahkan) sehingga shale tidak dapat mengembang melainkan menjadi kering. Apabila konsentrasi 𝐶𝑎𝐶𝑙2 terjadi over treatment maka akan mengakibatkan rontoknya dinding lubang bor diannulus antara drill

collar dan dinding lubang bor. Untuk hole cleaning dengan YP 18 lbs/100ft2 sampai dengan 21 lbs/100ft2 sudah cukup mampu membersihkan lubang dengan baik. Oleh karena itu di lakukan penambahan chemical 𝐶𝑎𝐶𝑙2 sebanyak kurang lebih 360.000 mg/l. Shale yang dominan pada trayek 12 ¼’’ saat menembus formasi Tuban. Permasalahan yang sering dialami adalah sloughing shale. Problem ketidakstabilan shale di Tuban menyebabkan sangkutan saat cabut trip dan ream yang berulang-ulang untuk mengkondisikan lubang saat masuk rangkaian. Selain itu problem pipa terjepit yang disebabkan differential pressure sticking juga dialami saat bor trayek ini. Pada sumur X trayek lubang 12 ¼’’ terdapat formasi Ngrayong dan formasi Tuban. Permasalahan menjadi lebih kompleks dengan adanya peningkatan formasi padatan dalam system lumpur akibat disperse cutting maupun dinding formasi yang mengandung shale ini. Proses hidrasi akan terjadi secara kontinyu di dalam lubang, mengakibatkan terbentuknya mud cake yang tebal dan lengket, kondisi mud cake yang demikian terjadi apabila menemui zona yang permeable (karbonat Tuban) akan menimbulkan berbagai masalah, baik selama operasional pemboran (potensial menyebabkan pipa terjepit) juga dapat menimbulkan masalah dalam evaluasi formasi dan pada tahapan produksi akibat filtrate yang masuk ke formasi yang menyebabkan damage. Pada saat terjadinya differential pressure sticking pada trayek ini dapat diantisipasi dengan Pre-treat , 𝐶𝑎𝐶𝑂3 pada system active menjadi 10 ppb dan pastikan di perhatikan konsentrasinya pada saat pemboran. Jangan biarkan pipa tidak bergerak pada jangka waktu yang lama. Selalu jaga string agar tetap bergerak. Hindari berat yang berlebihan pada BHA untuk meminimalkan potensial daripada differential sticking pada lubang yang deviasi tinggi. Menjaga konsentrasi mud weight dan densitas lumpur serendah mungkin. Menyiapkan 50 bbls lumpur aktif untuk di transfer ke dalama slug pit, mencampurkan 30 ppb PF-ZD 2F (bridging agent) dan 3-5 ppb PF GRA (lubricant), jika terjadi indikasi sticking dan pompa lubricant pill untuk meminimalkan jika terjadi potensial sticking. Pada lubang sumur 8 ½’’ menggunakan liner 7’’ ini pada kedalaman 9336 ft sampai dengan kedalaman 9976 ft. Pada sumur ini sudah menggunakan rotary BHA. Lumpur yang di gunakan pada trayek ini dengan menggunakan KCL Polymer. Lithology formasi ini adalah terdapat pada formasi tuban yang mengandung carbonat. Pada saat membor kedalam 9720 ft MD – 9785 ft MD terdapat partial lost pada kedalaman 9785 ft MD dengan menghilang lumpur 81 bbls/ jam . Pada saat membor pada section ini mud weight nya



berupa 8.7 ppg dan di naikkan menjadi 9 ppg untuk mengimbangi tekanan gas yang ada di dalamnya dan ini juga dapat mengurangi terjadinya lost pada permukaan pada fomasi ini. Pre hydrated Bentonite dengan kombinasi Xantham Gum dapat digunakan untuk membuat rheology lumpur ini lebih baik, penambahan 𝐶𝑎𝐶𝑂3 10–20 ppb sebelum pemboran di lanjutkan pada section ini dapat mencegah terjadi lost circulation dan meningkatkan konsentrasi LCM sampai 40 ppb sebelum memasuki zona lost pada kedalaman 9785 ft MD (Tuban Formation). LCM yang memiliki konsentrasi 60 ppb disiapkan untuk dipompakan pada zona yang terjadi partial lost. Dan juga nilai API Filtrat harus di control dengan nilai 6 cc/30 menit. Dari hasil evaluasi mendapatkan niilai sifat fisik lumpur pemboran pada trayek 8 ½ ”. Tabel 3 Sifat Fisik Lumpur Trayek 8 ½ “

Pada pemboran sumur X Lapangan Y ini menggunakan Synthetic Oil Base Mud dan KCL Polymer. Pada biaya yang dikeluarkan di lapangan cukup besar pada section yang menggunakan Synthetic Oil Base Mud namun dengan lumpur ini dapat mengatasi semua permasalahan pada pemboran ini dan juga lumpur Synthetic Oil Base Mud dapat di treatment kembali atau dapat digunakan kembali dan sangat bagus dengan lapangan Y yang didominasi clay pada formasi tersebut. Sedangkan pada KCL Polymer yang hanya digunakan pada liner ini hanya dapat menanggulangi lost dan juga dapat menghemat biaya yang di keluarkan karena pada section ini formasinya adalah carbonat dan kereaktifan shale nya juga sedikit lebih rendah di gunakan KCL Polymer. Dari hasil evaluasi dengan menggunakan system lumpur Synthethic Oil Base Mud yang lebih mahal, semua permasalahan-permasalahan yang terjadi pada lubang bor dapat teratasi. Hal ini terjadi pada sumur X yang telah menggunakan Synthetic Oil Base Mud dan memberikan hasil pemboran yang lebih cepat dan lebih baik.

KESIMPULAN Berdasarkan hasil pembahasan yang telah disebutkan sebelumnya, didapat beberapa kesimpulan sebagai berikut : 1. Pada sumur X trayek lubang 26’’ terdapat

Overshaker namun dapat diatasi dengan menggunakan Shale shaker yang berukuran 40-60 mesh.

2. Penggunaan Synthetic Oil Base Mud pada trayek luban 17 ½’’ terbukti dapat mengurangi kereaktifan cay dan menyelubungi cutting bor yang terdistribusi diannulus, sehingga cutting tidak lengket serta tidak menggumpal dan juga problem gambo yang sering terjadi dapat di hindari pada trayek lubang ini..

3. Pada lubang trayek 12 ¼’’ terdapat tambahan CaCl2 untuk mengatasi shloughing shale, hal ini terlhat pada sample cutting yang tersaring dari shale shaker sangat rapuh (mudah patah) sehingga shale tidak dapat mengembang melainkan menjadi kering.

4. Pada sumur X trayek lubang 12 ¼’’ terdapat formasi Ngrayong dan formasi Tuban. Permasalahan menjadi lebih kompleks dengan adanya peningkatan konsentrasi padatan dalam system lumpur akibat disperse cutting maupun dinding formasi yang mengandung shale ini. Proses hidrasi akan terjadi secara kontinyu di dalam lubang, mengakibatkan terbentuknya mud cake yang tebal dan lengket, kondisi mud cake yang demikian terjadinya apabila zone yang permeable (Karbonat Tuban) akan menimbulkan berbagai masalah, baik selama operasional pemboran (potensial menyebabkan pipa terjepit) juga dapat menimbulkan masalah dalam eveluasi formasi dan pada tahapan produksi akibat filtrate yang masuk ke formasi.

5. Rangkaian terjepit dan duduk, pada sumur X, karena system lumpur yang digunakan Synthetic Oil Base Mud. Adanya peningkatan konsentrasi padatan dalam system lumpur ini diakibat disperse cutting yang diikuti oleh proses hidrasi.

6. Pada sumur X trayek lubang 8 ½ ’’ yang merupakan formasi Tuban yang berisi Karbonat Tuban terdapat masalah yaitu partial lost sebesar 81 bbls/ jam namun dapat di atasi dengan menginjeksikan LCM pada lubang tersebut.



DAFTAR SIMBOL

A = Luas penampang media air, cm / det. AV = Apparent Viscosity, cps. BJm = Berat Jenis Lumpur, ppg. Cf = Fraksi volume dari destilasi minyak. Cp = Centi Poise. CMC = Carboxcy Methyl Cellulose. CEC = Cation Exchange Capacity. D = Kedalaman, ft. F = Gaya yang bekerja pada system, dyne. Fs = Fraksi padatan. Fw = Fraksi volume destilasi air

yang terkumpul pada silinder bertingkat.

Fo = Fraksi pertambahan volume yang diakibatkan kehilangan dari kelarutan garam selama pengukuran.

Gm = Berat Lumpur, lb. Gpm = Gallon per menit. HGS = High Gravity Solid, % HTHP = High Temperature High

Pressure. Lb = Pound. LGS = Low Gravity Solid, %. LPM = Pound per menit. LSRYP= Low Shear Rate Yield Point,

lbs/100 ft2 MW = Mud Weight , SG. P = Densitas lumpur, ppg. Ppg = Pound per gallon. Pm = Tekanan static lumpur, psi. PV = Plastic Viscosity, cps. R = Laju pemboran, Ft/ hari r = Jarak aliran, cm. Rpm = Rate per menit. Scf = Standart cubic feet. SG = Specific Gravity. V = Kecepatan aliran, cm/ det. Vm = Volume lumpur, gal. WOB = Weight On Bit, 1000 lbs/ in bit

diameter. YP = Yield Point, lbs / 100 ft2.

DAFTAR PUSTAKA

• Azar, JJ., Phd, ’’Drilling In Petroleum Engineering’’, University of Tusla, Tusla Oklahoma, 1978.

• Baroid, ’’Drilling Fluid Technology’’, NL Baroid, Vol 1 & 2, Houston Texas, 1979.

• ’’Baker Hughes INTEQ Drilling Fluid Engineering Handbook’’, Houston, Texas, USA, 1998.

• Dresser Magcobar,’’Mud Engineering’’, Devision of Dresser Industries, Inc, Houston Texas.

• Diktat Kuliah Teknik Pemboran I, Universitas Trisakti.

• Helmi, G. Shebubakar, Robani Sadiya, ”Teknologi Fluida Pemboran’’.

• Magcobar,”Drilling Fluid Engineering Manual’’ Operation Manual Oil Field Product, Devision of Dresser Industries, Inc Houston, Texas, January, 1972.

• Rabia. H, ”Oil Well Drilling Engineering’’, Principle and Practice, Graham and Trotman Inc., USA, 1985.

• Rubiandini, Rudi, ”Dikat Kuliah Teknik Perminyakan Dan Alat Pemboran”, Institut Teknologi Bandung.

• Rubiandini, Rudi, ”Teknik Operasi Pemboran Volume 1 ”,Institut Teknologi Bandung, Bandung, 2012.



EVALUASI HIDROLIKA LUMPUR PEMBORAN PADA SUMUR X1 LAPANGAN X SUPAYA EKONOMIS

Bayu Satiyawira1, Cahaya Rosyidan2, Havidh Pramadika3.

Program Studi Teknik Perminyakan Gedung D Lantai 4, FTKE-USAKTI

Jl. Kyai Tapa No. 1, Grogol Jakarta 11440

Telp : 021-5663232 ext 8509 [email protected]

RINGKASAN

Maksud dan tujuan evaluasi hidrolika sistem lumpur pemboran adalah untuk mengoptimalkan sistem pemboran serta memperkirakan biaya dari pembuatan dan pemakaian lumpur bor dapat direncanakan dalam suatu program yang memberikan hasil yang terbaik dan biaya yang minimal, dimana Metode yang digunakan dalam evaluasi hidrolika lumpur (pengangkatan cutting) pada sumur KJL-94 adalah Bit Hydraulic Horse Power (BHHP). Banyak permasalahan yang akan timbul selama operasi pemboran bila lumpur yang digunakan tidak sesuai. Setelah dianalisa dan dievaluasi, hidrolika yang bekerja pada bit rata-rata masih di bawah kondisi optimum, yaitu 65%. Sedangkan untuk sistem lumpur yang digunakan pada sumur X adalah trayek lubang 26” (0 ft – 300 ft) menggunakan sistem lumpur Spud Mud, trayek lubang 16” (300 ft – 2200 ft) menggunakan sistem lumpur Spud Mud, trayek lubang 12 ¼ inch (2200 ft – 5400 ft) menggunakan sistem lumpur KCl- Polimer/PHPA, dan trayek lubang 8 ½ inch (5400 ft – 6300 ft) menggunakan sistem lumpur KCl-Polimer/PHPA.

Kata kunci : Evaluasi Hidrolika Lumpur Pemboran ABSTRAK

The intent and purpose of the evaluation of the hydraulics system is to optimize drilling mud system and drilling estimated the cost of the manufacture and the use of drill mud can be planned in a program that provides the best results and cost at least, where the methods used in the evaluation of hydraulic mud (Rapture cutting) in the well KJL-94 is a Bit Hydraulic Horse Power (BHHP). Many of the problems that will arise during the operation when drilling mud that was used is not appropriate. After analyzed and evaluated, hydraulics who worked on average bits still under optimum conditions 65%. As for the system of the mud used in well X is the number of the hole 26 "(ft. 0 – 300 ft) using a system of mud, Mud route Spud hole 16" (300 ft – 2200 ft) using a system of mud, Mud route Spud 12 hole ¼ inch (2200 ft – 5400 ft) using the system KCl-mud Polymer/PHPA, and stretch the hole 8 ½ inch (5400 ft – 6300 ft) using KCl-mud system Polymer/PHPA. Keywords: Hydraulics Evaluation of Drilling Mud PENDAHULUAN Lumpur pemboran merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari suksesnya operasi pemboran, banyak permasalahan yang timbul dalam operasi pemboran yang berkaitan dengan tidak sesuainya jenis lumpur pemboran yang digunakan. Selain itu, dalam operasi pemboran selalu diinginkan laju penembusan yang tinggi yang tanpa adanya hambatan berupa stuck drill atau tersendatnya proses pemboran. Hal ini dipengaruhi beberapa

faktor seperti formasi batuan yang ditembus, hidrolika lumpur, hidrolika Bit.

Sistem hidrolika lumpur yang tidak berjalan dengan optimum akan menyebabkan cutting atau serpihan pemboran tidak terangkat dengan baik dan menimbulkan beberapa permasalahan seperti pipe sticking atau pelekatan pipa pada dinding, bit balling, dsb. Untuk mencegah dan mengatasi masalah ini, hidrolika fluida pemboran, sifat fisik



lumpur maupun bit hydraulic, perlu dioptimalkan dan juga perlu didukung dengan sistem lumpur yang efektif, dimana menghasilkan biaya total pemboran yang rendah dan diimbangi dengan hasil yang terbaik dalam mengevaluasi formasi.

Maksud dan tujuan evaluasi hidrolika sistem lumpur pemboran adalah untuk mengoptimalkan sistem pemboran serta memperkirakan biaya dari pembuatan dan pemakaian lumpur bor dapat direncanakan dalam suatu program yang memberikan hasil yang terbaik dan biaya yang minimal. Dengan begitu hal ini akan memberikan efek keuntungan yang meningkat bagi perusahaan.

Metode yang digunakan dalam evaluasi hidrolika lumpur (pengangkatan cutting) pada sumur X1 adalah Bit Hydraulic Horse Power (BHHP). Jika dari hasil analisa diketahui harganya tidak optimal, dilakukan optimasi dengan mengubah laju alir dan ukuran nozzle yang digunakan dengan menggunakan metode BHHP. HASIL DAN PEMBAHASAN Dalam operasi pemboran, setiap perusahaan menginginkan hasil yang optimal, hal ini akan terwujud apabila dilakukan perencanaan kegiatan pemboran yang baik. Bila tidak, maka akan timbul masalah-masalah selama pemboran yang akan berdampak pada total biaya pemboran yang membengkak. Salah satu aspek penting yang terkait dengan operasi pemboran adalah lumpur pemboran. Di dalam program perencanaannya, pemboran sumur X1 mempunyai target kedalaman akhir yaitu 6300 ft. Salah satu faktor yang menentukan sukses atau tidaknya pada pemboran ini adalah sistem lumpur pemboran yang digunakan. Perencanaan sistem lumpur pada sumur di X1 Lapangan X, dalam pembuatan program lumpurnya, didasarkan atas evaluasi dan analisa batuan formasi yang ditembus, masalah lubang bor, dan korelasi dari sistem lumpur yang digunakan pada sumur-sumur pendahulunya. Perencanaan sistem lumpur ini juga harus didukung dengan aspek lainnya, seperti penentuan tempat kedudukan casing. Hal ini dimaksudkan agar masalah lubang bor yang terjadi pada sumur pendahulunya seperti hole packing off, tight spots, dan bit balled-up tidak terjadi lagi. Serta hal ini dalam upaya meminimalisir masalah-masalah yang terjadi selama kegiatan pemboran berlangsung. Evaluasi masalah lubang bor yang terjadi pada sumur-sumur pendahulunya sangat perlu dilakukan, karena dengan demikian dapat direncanakan operasi pemboran, terutama sistem lumpur, yang lebih optimal. Dari analisa melalui data-data laporan harian dan laporan akhir pemboran di sumur-sumur pendahulunya, didapatkan suatu kronologi operasi

pemboran, yang diringkaskan dalam pemboran (drilling history) setiap sumurnya. Rangkaian terjepit (tight spots) juga terjadi pada saat operasi pemboran. Adanya peningkatan konsentrasi padatan dalam sistem lumpur akibat dispersi cutting maupun dinding formasi yang mengandung shale, diikuti oleh proses hidrasi yang terjadi secara kontinu dalam lubang sehingga terbentuk mud cake yang tebal menjadi potensi untuk terjadinya rangkaian terjepit. Kondisi mud cake yang demikian biasanya terjadi apabila menemui zona yang permeabel yang biasanya dijumpai pada batu gamping lapisan Baturaja. Sering terjadianya rangkaian terjepit dikarenakan cutting yang tidak terangkat dengan sempurna ke permukaan atau dengan kata lain hole cleaning yang tidak baik. Selain itu, dapat disebabkan karena padatan yang banyak membuat filter cake yang terlalu tebal, sehingga menyebabkan tight spot. Cutting yang banyak dikarenakan penggunaan PDC bit dan tidak dibantu dengan sirkulasi lumpur yang tidak baik, serta solids control equipment di permukaan tidak bekerja dengan optimal. Pemboran dengan menggunakan PDC bit menghasilkan padatan yang lebih banyak dan dapat menaikkan nilai Plastic Viscosity (PV). Faktor lain yang dapat menyebabkan tight spots adalah formasi yang mengandung soft shales atau mengandung sticky clay. Penggantian pahat bor dilakukan, yang semula menggunakan jenis pahat PDC diganti dengan jenis roller cone. Faktor-faktor diatas juga merupakan hal yang menyebabkan masalah bit balled-up yang terjadi pada trayek 8-1/2”. Hal ini perlu dianalisa terkait dengan masalah hole cleaning yang tidak baik, terutama untuk trayek lubang 12-1/4” dan 8-1/2”. Dari hasil evaluasi pengangkatan cutting pada trajectory 12-1/4” dan 8-1/2”, diketahui bahwa pengangkatan cutting pada trajectory tersebut sudah berjalan dalam kondisi optimum.

Hal ini ditunjukkan dari harga Cutting Transport Ratio (Ft) sebesar 97.8 – 99.1%, Cutting Concentration (Ca) sebesar 0.09 – 1.81%, dan Particel Bed Index (PBI) sebesar 1 yang menunjukkan bahwa kondisi cutting hampir mengendap. Dengan ketiga parameter diatas menunjukkan bahwa pada trayek tersebut tidak terjadi pengendapan cutting di dasar lubang bor dan cutting dapat terangkat dengan baik ke permukaan.

Dari hasil hidrolika bit pada trajectory 12-1/4” diketahui perbandingan BHHP dan HPs pada kedalaman 5175 ft dan 5450 ft bernilai 45% dan menghasilkan Horse Power per Square Inch (HSI) sebesar 2.89 hp/in2. Untuk hidrolika bit pada kedalaman 2375 ft dan 3440 ft sudah dalam



kondisi optimum. Hal ini ditunjukkan dengan nilai perbandingan BHHP dan HPs sebesar 76% dan 65%. Evaluasi hidrolika pada bit dengan trajectory 8-1/2” menghasilkan perbandingan BHHP dan HPs bernilai antara 16 – 55% dan menghasilkan Horse Power per Square Inch (HSI) sebesar 0.35 – 5.61 hp/in2. Dari hasil evaluasi ini dapat diketahui bahwa pada pemboran trajectory 12-1/4” dan 8-1/2” masih jauh dari nilai optimum yaitu sebesar 65%. Oleh karena itu perlu dilakukan optimasi hidrolika pada bit yang digunakan.

Metode yang digunakan untuk perhitungan optimasi hidrolika bit adalah Bit Hydraulic Horse Power (BHHP). Selain metode BHHP juga ada metode Bit Hydraulic Impact (BHI), Jet Velocity (JV), pada kali ini digunakan metode BHHP karena perhitungannya lebih optimal. Metode ini pada prinsipnya menganggap bahwa semakin besar daya yang disampaikan fluida terhadap batuan akan semakin besar pula efek pembersihannya, sehingga metode ini berusaha untuk mengoptimalkan horse power (daya) yang dipakai pompa yang tersedia di permukaan.

Optimasi hidrolika bit diawali dengan menentukan laju alir maksimum dan minimum dari pompa. Laju alir minimum yang digunakan harus berada pada range laju alir yang seharusnya digunakan pada trayek lubang tersebut. Pada trajectory 12-1/4” diperoleh laju alir minimum MAV (Qmin MAV) bernilai antara 434 – 484 gpm, sehingga laju alir minimum yang digunakan pada trayek lubang tersebut adalah 600 gpm. Sedangkan pada trajectory 8-1/2” diperoleh laju alir minimum MAV (Qmin MAV) bernilai antara 75 – 144 gpm, sehingga laju alir minimum yang digunakan pada trayek lubang tersebut adalah sebesar 400 gpm.

Optimasi menggunakan metode Bit Hydraulic Horse Power (BHHP) dilakukan dengan mengatur harga laju alir dan ukuran nozzle yang optimum. Laju alir optimum (Qopt) harus bernilai lebih besar dari laju alir minimum (Qmin) dan lebih kecil dari laju alir maksimum (Qmax). Dari optimasi laju alir (Qopt) dan ukuran nozzle (TFAopt) akan menghasilkan tekanan pompa optimum. Tekanan ini haru s bernilai lebih kecil dari tekanan pompa maksimum yang tersedia, sehingga daya yang bekerja pada pompa (HPs) bernilai lebih kecil dari daya maksimum pompa. Pada trajectory 12-1/4” diperoleh harga laju alir optimum (Qopt) berkisar antara 600 – 650 gpm, TFA nozzle optimum sebesar 0.47 – 0.66 in2, dan menghasilkan Horse Power per Square Inch (HSI) sebesar 2.2 – 5.58 hp/in2. Sedangkan pada trajectory 8-1/2” diperoleh harga laju alir optimum (Qopt) berkisar antara 400 – 550 gpm, TFA nozzle optimum sebesar 0.27

– 0.38 in2, dan menghasilkan Horse Power per Square Inch (HSI) sebesar 8.1 – 10.7 hp/in2.

lubang bor yang terjadi, perlu dilakukan korelasi sistem lumpur yang digunakan pada sumur-sumur pendahulunya. Hal ini ditujukan agar sistem lumpur yang digunakan untuk sumur selanjutnya, sumur X1, berjalan secara efektif dan ekonomis.

Berdasarkan korelasi sistem lumpur sumur-sumur pendahulunya, serta evaluasi dan analisa yang telah dilakukan sebelumnya didapatkan suatu kesimpulan yang dapat digunakan untuk perencanaan program lumpur sumur X1. Untuk membor selang trayek 26” dan 16” digunakan sistem lumpur spud mud. Formasi ini terdiri dari shales dengan sisipan pasir dan coal. Batuan shale yang terdapat pada formasi ini tidak reaktif didukung dengan well report pada sumur Sebelumnya, tidak terdapat masalah pemboran. Sehingga dengan menggunakan sistem lumpur spud mud, diharapkan kegiatan pemboran pada kedua trayek lubang ini dapat berlangsung dengan lancar seperti pada sumur pendahulunya. Berat lumpur yang digunakan untuk trayek lubang 26” berkisar 1.03 – 1.05 SG dan untuk trayek lubang 16” berkisar 1.05 – 1.15 SG. Kemungkinan masalah yang dapat terjadi adalah masalah shallow gas dan caving. Masalah shallow gas dapat ditanggulangi dengan menambah berat lumpur atau dengan menambah sistem diverter pada alat Blowout Preventer (BOP).

Kemungkinan masalah pada trayek 12-1/4” adalah gumbo dan tight spots, sehingga perlu dilakukan perencanaan sistem lumpur yang sesuai. Sistem lumpur yang digunakan adalah KCl-Polimer PHPA dengan berat 1.15 – 1.20 SG. Kegiatan pemboran pada trayek ini menembus formasi Air Benakat (720 – 1180 m SS) dan Upper Gumai (1180 – 1694 m SS). Formasi ini terdiri dari claystones dan sandstones dengan sisipan limestone dan coal beds. Pada lapisan ini perlu ditambahkan zat lubrikator seperti Tim-Lube untuk membantu lubrikasi pipa bor. Pada selang trayek 8-1/2” ini juga menggunakan sistem lumpur KCl-Polimer PHPA. Berat yang digunakan berkisar 1.15 – 1.25 SG. Formasi yang ditembus adalah formasi Baturaja (massive limestone), Pendopo (claystones), dan Talang Akar (sandstones dan claystones). Formasi Air Benakat sampai dengan Talang Akar mempunyai tipe firm shale sampai dengan hard shale. Dimana pada tipe firm shale mempunyai nilai MBT yaitu 10 – 20 meq/100gr dengan tipe clay illite. Sedangkan tipe hard shale mempunyai nilai MBT berkisar 3 – 10 meq/100gr dengan tipe clay illite dan campuran smectite. Clay jenis illite memiliki sifat sedikit menyerap air dibandingkan tipe montmorillonite yang memiliki sifat sebaliknya.



Sehingga dapat disimpulkan bahwa jenis clay ini tidak terlalu reaktif terhadap sistem lumpur yang digunakan, yaitu lumpur berbahan dasar air (water base mud). Sehingga dengan menggunakan sistem lumpur KCl-Polimer PHPA, diharapkan cukup untuk digunakan pada kegiatan pemboran trayek lubang 12-1/4” dan 8-1/2”. Selain itu, zat lubrikator juga perlu ditambahkan ke dalam sistem lumpur pada trayek lubang ini.

Jika ditinjau dari sudut ekonomi, lumpur bor yang efektif adalah yang menghasilkan biaya total pemboran yang paling rendah dan diimbangi dengan hasil yang terbaik di dalam mengevaluasi formasi dan terjaganya potensi produksi. Lumpur dengan biaya terendah bisa jadi bukan yang paling efektif dan ekonomis. Lumpur polimer dengan kadar

padatan rendah, viskositas efektif yang cukup, daya hidrolika pada pahat yang cukup tinggi, laju tapisan yang terkontrol, diharapkan akan meningkatkan laju pemboran, memperpanjang usia pahat, dan membor lubang dengan tidak banyak masalah.

Sistem lumpur polimer yang digunakan pada sumur X1 adalah KCl- Polimer yang ditambah dengan shale inhibitor, sehinga menjadi KCl-Polimer PHPA. Selain zat shale inhibitor sistem lumpur ini juga terdiri berbagai komposisi seperti pada tabel kebutuhan material tiap trayek lubang. Hal ini dikarenakan setiap trayek memiliki masalah pemboran yang berbeda-beda. Karena masalah pada setiap trayek berbeda-beda, maka pemakaian (dosis) yang digunakan juga berbeda.

KESIMPULAN & SARAN 1. Hasil optimasi hidrolika pada bit dengan

metode Bit Hydraulic Horse Power (BHHP) menunjukkan kenaikan presentase yaitu menjadi 61%.

2. Sistem lumpur yang digunakan pada sumur KJL - 94 Lapangan KJL antara lain sebagai berikut : - Trayek lubang 26” (0 – 300 ft)

menggunakan sistem lumpur Spud Mud dengan berat lumpur berkisar 1.03 – 1.05 SG.

- Trayek lubang 16” (300 – 2200 ft) menggunakan sistem lumpur Spud Mud dengan berat lumpur berkisar 1.05 – 1.15 SG.

- Trayek lubang 12-1/4” (2200 – 5400 ft) menggunakan sistem lumpur KCl-Polimer/PHPA dengan berat lumpur berkisar 1.15 – 1.20 SG

3. Pada sumur KJL-94, masalah yang timbul adalah hole packed off dan tight spots. - Trayek lubang 8-1/2” (5400 – 6300 ft)

menggunakan sistem lumpur KCl-Polimer/PHPA dengan berat lumpur berkisar 1.15 – 1.25 SG. Pada lapisan ini, kemungkinan masalah yang akan timbul adalah bit balled-up dan tight spots. Lumpur KCl-PHPA solusi untuk mengatasi masalah tersebut.

DAFTAR PUSTAKA

1. Badu, K, Lumpur Pemboran, Jilid I, Cepu, 1998.

2. Badu, K, Lumpur Pemboran, Jilid II, Cepu, 1998.

3. Diktat Kuliah Teknik Pemboran I, Universitas Trisakti.

4. Adam, N.J., “Drilling Engineering, A Complete Well Planning Approach” Penn Well Publishing, Tulsa, Oklahoma, 1985.

5. “Drilling Fluids Handbook”, Drilling, Completions, Fluids, and Management Team, Chevron, 2009.

6. Dresser Magcobar, “Mud Engineering”, Dev

7. ision of Dresser Industries, iinc, Houston Texas



Studi Pemanfaatan Ampas Tebu Sebagai Lost Circulation Material (LCM) dan Pengaruhnya Terhadap

Sifat Rheologi Lumpur

Abdul Hamid1

1Prodi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian & Energi, Universitas Trisakti, Jakarta 11440 Sari Dalam operasi pemboran masalah hilang sirkulasi adalah suatu masalah yang harus segera ditanggulangi karena dapat menyebabkan kerugian biaya pemboran. Untuk mengatasi masalah loss pada operasi pemboran biasanya dilakukan dengan menambahkan Loss Circulation Material (LCM) kedalam sistem lumpur pemboran untuk menutup rekahan atau pori yang ada pada formasi batuan. Jenis LCM yang biasa digunakan ada 4 macam yaitu: bahan fibrous (berserat), flaky (bersepih), granular (berbutir) dan slurries (bubur). Ampas tebu merupakan bahan LCM jenis fibrous yang dapat menutup rekahan atau pori batuan sehingga sirkulasi lumpur menjadi normal, dimana LCM tersebut dapat menghambat masuknya fluida lumpur masuk ke formas batuan. Dengan menambah ampas tebu kedalam sisitim lumpur selain nenutup zona berpori diharapkan dapat pula menjaga sifat fisik lumpur tetap stabil, artinya tidak menurunkan viskositas lumpur karena ampas tebu juga dapat berfungsi sebagai viscosifier sehingga dapat mempertahankan viskositas lumpur dan bahkan menaikkan viskositas serta menurunkan fitrat loss. Dari hasil penelitian ini dapat disimpulkan bahwa penggunaan ampas tebu sebagai bahan LCM dipakai untuk menutup zona loss dan dapat mempertahankan sifat rheologi lumpur. Abstract In drilling operations the problem of circulatory loss is a problem that must be addressed as it may cause drilling cost loss. To solve the problem of loss in drilling operations is usually done by adding Loss Circulation Material (LCM) into the drilling mud system to cover the fractures or pores present in the rock formations. Types of LCM commonly used there are 4 kinds: fibrous material (fibrous), flaky (split), granular (granular) and slurries (porridge). The bagasse is a fibrous LCM material that can close the fracture or rock pore so that the mud circulation becomes normal, where the LCM can inhibit the entry of mud fluids into rock formations. Adding the bagasse to the sludge system in addition to covering the porous zone is expected to keep the mud's physical properties stable, meaning that it does not decrease the viscosity of the mud because the bagasse can also function as a viscosifier to maintain the viscosity of the mud and even increase the viscosity and decrease the fitrat loss. From the results of this study it can be concluded that the use of bagasse as LCM material is used to cover the loss zone and can maintain the mosaic rheological properties BAB IPENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Di dalam operasi pemboran sumur minyak dan gas, persyaratan utama yang harus dilakukan dan dipenuhi adalah dapat mencapai kedalaman akhir (Total Depth-TD) dengan aman, cepat dan

ekonomis. Dalam hal ni lumpur pemboran Memegang peranan yang sangat penting, oleh karena itu perlu diperhatikan faktor-faktor yang harus dipertimbangkan untuk menentukan jenis lumpur bor yang digunakan.



Dalam dunia perminyakan dikenal beberapa jenis lumpur pemboran seperti lumpur pemboran dengan bahan dasar minyak (oil based mud), air tawar (water based mud), air garam (salt based mud) dan air garam jenuh (saturated salt water based mud). Kehilangan fluida pengeboran secara tiba-tiba dan bersamaan di dalam tekanan sumur dapat menyebabkan formasi batuan menjadi tidak stabil, dan dapat menyebabkan semburan liar, yang mengakibatkan kerusakan pada sumur dan peralatan serta cedera pada pekerja. Bahkan jika kerusakan tersebut tidak terjadi, hilangnya sejumlah besar fluida pengeboran sangat meningkatkan biaya pengeboran.

Untuk mencegah kehilangan ini, fluida pengeboran harus mengandung beberapa jenis komponen yang akan menyumbat lubang terbuka di batuan. Fluida pengeboran biasanya akan mencakup komponen yang bertidak sebagai agent penghubung di seluruh bukaan di formasi batuan : yang secara fisik menyumbat bukaan-bukaan tersebut dengan masuk ke dalam lubang dan mencegah lebih banyak fluida pengeboran untuk merembes. Agent ini biasanya disebut sebagai Lost Circulation Materials (LCM). Berbagai macam variasi bahkan telah digunakan untuk beberapa kali sebagai LCM. Mereka umumnya dibagi menjadi 4 kategori : bahan fibrous (berserat), bahan flaky (bersepih), bahan granular (berbutir), dan slurries (bubur).

Bahan Fibrous mencakup hal-hal seperti serat kapas, sekam biji kapas, sekam padi, ban mobil bekas, serat kayu, serbuk gergaji, dan bubur kertas. Bahan-bahan ini memiliki sedikit kekakuan dan menghambat sirkulasi yang hilang dengan dipaksa masuk bukaan-bukaan

dan menjembataninya yang memungkinkan filtrasi fluida pengeboran mengontrol agent untuk menjadi lebih efektif . Bahan flaky mencakup hal-hal seperti mika, serpihan kaca, serpihan kayu, dan laminasi plastik. Bahan-bahan ini menghambat kehilangan sirkulasi dengan terbaring datar di seluruh muka formasi yang bocor, sehingga dapat menyegelnya. Bahan granular termasuk barang-barang seperti sabut kacang tanah, perlit, karbonat tanah, pasir dan batu kerikil. Karena kekuatan dan kekakuannya, bahan-bahan ini menyegel dengan mengganjal diri di dalam bukaan formasi yang bocor, mengurangi ukuran bukaan dan memungkinkan filtrasi fluida pengeboran mengontrol agent untuk menjadi lebih efektif. Slurries adalah campuran yang kekuatannya umumnya meningkat setelah ditempatkan. Ini termasuk semen hidrolik, campuran minyak-bentonite-lumpur, dan fluida pengeboran dengan filter loss tinggi. Mereka umumnya terlihat di zona hilang sirkulasi dan memungkinkan untuk mengeras dan memadat, sehingga menyegel formasi yang bocor. Campuran dari berbagai kategori LCM juga terbukti bermanfaat, campuran bahan fibrous, flaky, dan granular dapat menjadi lebih efektif daripada satu jenis sendiri. Sejumlah produsen telah mengembangkan campuran eksklusif berdasarkan prinsip ini. Satu masalah dengan LCM konvensional adalah bahwa mereka tidak benar-benar efektif dalam menutup bukaan dan mencegah hilangnya fluida pengeboran, atau mungkin kemudian tercabut dan memungkinkan kehilangan fluida lebih banyak. Masalah lain adalah bahwa



beberapa materi yang lebih efektif cenderung relatif mahal. Dengan demikian, ada kebutuhan untuk sebuah LCM yang rendah biaya dan efektif dalam mencegah kehilangan fluida pengeboran dan yang memiliki kecenderungan berkurang untuk tertiup dan akan hilang ketika ditambahkan melelui mud hopper. Penelitian ini membahas masalah tersebut dalam hal memanfaatkan bahan yang menggunakan Ampas Tebu. 1.2 Identifikasi Masalah Pada penelitian ini menjelaskan langkah-langkah yang dilakukan pada percobaan di laboratorium dalam studi pemanfaatan Ampas Tebu sebagai bahan Lost Circulation Materials (LCM) pengaruhnya terhadap sifat rheologi lumpur.

Penelitian yang dilakukan di laboratorium bertujuan untuk mengetahui ke efektifan ampas tebu sebagai bahan LCM, berdasarkan harga water loss yang didapat pada saat penelitian serta sifat-sifat fisik lumpur bor berbahan dasar air tawar yang digunakan sebagai variable kontrol serta perbandingan dari tingkat ke efektifan Ampas Tebu peranannya sebagai LCM .

Sifat-sifat lumpur pemboran yang di teliti pada percobaan ini adalah berat jenis lumpur (mud weight), funnel viscosity, plastic viscosity, yield point, apparent viscosity, gel strength, water loss, mud cake, dan pH filtrate.

Pada dasarnya, lumpur pemboran terdiri dari tiga jenis, yakni lumpur berbahan dasar air (water-based mud), lumpur berbahan dasar minyak (oil-based mud), dan lumpur berbahan dasar gas (gaseous drilling fluid). Lumpur yang digunakan pada penelitian ini adalah lumpur berbahan dasar air. Lumpur berbahan

dasar air dibagi menjadi dua macem, yaitu: lumpur dengan bahan dasar air tawar (fresh water-based mud atau yang dikenal dengan sebutan water-based mud) dan lumpur dengan bahan dasar air asin (salt water-based mud). Jenis lumpur berbahan dasar air yang digunakan di dalam penelitian adalah lumpur dengan bahan dasar air tawar. Di dalam penelitian ini, ada dua sistem lumpur yang dianalisis, yakni water-based mud tanpa LCM (yang selanjutnya akan disebut sebagai lumpur dasar), water-based mud dengan Ampas Tebu sebagai LCM (yang selanjutnya akan disebut sebagai lumpur sistem). Pada setiap konsentrasi lumpur air tawar, diteliti sifat fisik dan sifat kimianya saat dilakukan penambahan kedua bahan LCM, yakni Ampas Tebu sebanyak tiga macem (2 gram, 4 gram, dan 6 gram).

1.3 Maksud dan Tujuan Mengetahui apemanfaatan Ampas Tebu sebagai Lost Circulation Materials (LCM) pada proses sirkulasi fluida pemboran. 1.4 Metode yang Digunakan Metode yang digunakan untuk mengetahui pemanfaatan Ampas Tebu ini adalah dengan melakukan penelitian di Laboratorium dengan menggunakan salah satu jenis lumpur, lumpur pemboran dapat dibagi menjadi beberapa jenis, salah satunya adalah lumpur berbahan dasar air (Water Based Mud). Lumpur berbahan dasar air di bagi menjadi lumpur dengan air tawar dan lumpur dengan air asin. Dalam melakukan kegiatan pemboran lumpur yang sering digunakan adalah lumpur dengan bahan dasar air, hal ini disebabkan lumpur dengan berbahan dasar air mudah sekali didapat dan harganya relatif lebih murah dari pada lumpur berbahan dasar minyak atau gas. Lumpur yang digunakan di dalam



penelitian ini adalah lumpur berbahan dasar air. BAB II KAJIAN PUSTAKA Manfaat dari studi penelitian ini adalah untuk menambah pengetahuan dan pengaplikasian secara mendetail dari sebuah disiplin ilmu di dunia perminyakan dengan lebih inovatif dan juga untuk mengetahui lebih dalam mengenai manfaat Lost Circulation Materials (LCM) pada saat sirkulasi lumpur serta keefektifan Ampas Tebu sebagai bahan LCM untuk mengurangi fluid loss pada saat dilakukan sirkulasi lumpur untuk dapat mempersiapkan sistem lumpur yang baik. 2.1 Aditif Ampas Tebu Aditif Ampas Tebu adalah campuran dari butiran, serpihan, dan bahan berserat dirancang terutama untuk menghentikan “hilang sirkulasi” dalam berbagai kondisi dengan pemboran berbasis air yang berfungsi secara efektif atas jangkauan terluas hilang kondisi sirkulasi. Ampas Tebu aditif Tersedia tiga kelompok sebagai berikut : a. Butirsn kasar digunakan untuk menutup

rekahan yang besar dan formasi permeabel yang dapat dipompakan dengan mudah melalui jet besar atau pipa terbuka.

b. Butiran medium digunakan dalam penyegelan menengah ke patahan dan zona berpori yang dapat digunakan dengan sebagian besar jet bit.

c. Butiran halus digunakan di mana kerugian rembesan adalah masalah, seperti patahan halus atau formasi berpori.

Yang mempunyai fungsi sama dengan Ampas Tebu antara lain - Kwik Seal - Mud Fiber - Mica - Nut Plug - Cell-O-Seal - Wall-Nut - Micatex

2.2 Sifat-Sifat Fisik Lumpur Komposisi dan sifat-sifat lumpur sangat berpengaruh pada pemboran. Perencanaan casing, drilling rate dan completion dipengaruhi oleh lumpur yang digunakan. Pengontrolan sifat-sifat lumpur seperti densitas, viskositas, yield point, gel strength, filtration, mud cake dan pH. Harus diatur sedemikian rupa sehingga tidak menimbulkan masalah pada waktu operasi pemboran sedang berlangsung. Jika terjadi perubahan sifat lumpur waktu pemboran maka perlu penambahan zat padat ataupun zat kimia yang berhubungan dengan sifat lumpur yang diingkan. 1. Densitas (ppg, gr/cc) 2. Viskositas (detik/quart) 3. Plastic Viscosity (cps) 4. Yield Point (lbs/100 ft²) 5. Gel Strength (lbs/100 ft²) 6. Water Loss (ml) 7. Mud Cake (mm) 8. pH Filtrate

BAB III METODOLOGI Untuk mencapai tujuan analisa pengaruh Ampas Tebu terhadap lumpur pemboran di laboratorium, langkah-langkah percobaan yang dilakukan beserta prosedurnya sebagai berikut

3.1 Bahan dan Komposisi Lumpur

Bahan yang digunakan dalam penelitian ini dapat dilihat tabel 3.1:

Tabel 3.1 Komposisi Lumpur Pemboran

Bahan Jumlah (gr) Fresh Water 344,5

NaOH 1,26 Soda Ash 0,5 Bentonite 18,75 CMC-LV 1.6 CMC-HV 1

XCD 3,5

Kemudian untuk lumpur sistem, bahan-bahan yang digunakan sama dengan bahan-bahan yang digunakan untuk membuat lumpur dasar namun pada lumpur sistem ini mulai dilakukan penambahan LCM yakni Ampas Tebu



dengan jumlah yang beragam (2 gram, 4 gram, dan 6 gram) pada lima kondisi yang berbeda. Adapun komposisinya adalah:

Tabel 3.2 Komposisi Sistim Lumpur Dasar

Air Tawar

Penelitian yang dilakukan meliputi : pembuatan lumpur sesuai dengan komposisi yang telah di rencanakan, penentuan berat jenis dari setiap sistem lumpur, penentuan viskositas lumpur, penentuan yield point lumpur, penentuan plastic viscosity lumpur, penentuan apparent viscosity lumpur, penentuan laju tapisan (water loss) lumpur, serta penentuan pH lumpur. 3.2 Peralatan Peralatan yang digunakan dalam penelitian ini : 1. Gelas Ukur 2. Timbangan Digital 3. Mixer 4. Mud Balance 5. Marsh Funnel 6. Viscometer (Fan V.G. Meter) 7. Filter Press 8. pH Meter

BAB IV ANALISIS PERUBAHAN SIFAT-SIFAT FISIK WATER BASED MUD DENGAN PENAMBAHAN LCM Pada bab ini, akan dibahas mengenai hasil percobaan yang telah dilakukan di laboratorium, dimana tujuan dari percobaan-percobaan yang telah dilakukan untuk mengetahui pengaruh dari penambahan bahan Lost Circulation Materials

berupa Ampas Tebu (bubuk serabut tebu) dalam menanggulangi lost circulation serta pengaruh terhadap sifat Rheologi lumpur air tawar. Data-data yang diperoleh merupakan hasil dari percobaan yang dilakukan dengan menggunakan empat sistem lumpur yang berbeda-beda komposisinya. Keempat sistem lumpur tersebut adalah lumpur dasar, lumpur dengan bubuk serabut tebu sebagai LCM yang berdasarkan jumlah LCM yang digunakan dibagi menjadi tiga sistem (2 gram, 4 gram, 6 gram). Semua sistem lumpur tersebut diuji pada kondisi temperature berkisar antara 83°F sampai dengan 250°F. Tujuan dari perubahan temperature tersebut adalah untuk mengetahui pengaruh perubahan temperature terhadap lumpur pada saat sebelum dan sesudah ditambahkan LCM.

4.1 Berat Jenis Lumpur (Density)

Berat jenis lumpur adalah berat lumpur per satuan volume yang antara lain dinyatakan oleh satuan pounds/cubic foot, pounds/gallon dan gr/cc. Hasil pengukuran berat jenis lumpur bahan dasar air tawar dengan penambahan Ampas Tebu dan kenaikan temperature tertulis pada tabel 4.1 berikut. Tabel 4.1 Densitas dengan Penambahan Ampas Tebu Terhadap Temperature

4.2 Hasil Pengukuran Viskositas

Seperti diketahui, viskositas lumpur memegang peranan penting untuk mengangkat dan menahan serbuk bor di dalam suatu lumpur bor, viskositas lumpur pemboran tergantung pada konsentrasi, kualitas dan sifat dispersi partikel-partikel yang tersuspensi. Kemampuan membersihkan dasar lubang bor, pengangkatan serbuk bor dan laju penembusan akan meningkat jika lumpur mempunyai sifat gesekan. Viskositas lumpur ini diukur dengan menggunakan Mars Funnel. Hasil pengukuran viskositas lumpur dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Bahan Jumlah (gr) A B C D

Fresh water 344,5 344,5 344,5 344,5 NaOH 1,26 1,26 1,26 1,26 Soda Ash 0,5 0,5 0,5 0,5 Bentonite 18,75 18,75 18,75 18,75 CMC-LV 1,6 1,6 1,6 1,6 CMC-HV 1 1 1 1 XCD 3,5 3,5 3,5 3,5 Ampas Tebu 0 2 4 6



Tabel 4.2 Viskositas dengan Penambahan Ampas Tebu Terhadap Temperature

4.3 Plastic Viscosity (PV)

Partikel padatan yang non aktif dapat juga menimbulkan kenaikan viskositas. Maka untuk mengetahui pengaruhnya terhadap sifst-sifat lumpur, diukurlah harga plastic viscosity-nya. Jadi plastic viscosity ini adalah suatu tahanan terhadap aliran yang disebabkan oleh adanya gerakan-gerakan antara padatan-padatan di dalam lumpur, padatan-cairan dan gesekan antara lapisan cairan. Hasil analisa dari plastic viscosity di laboratorium dapat dilihat pada tabel 4.3 berikut Tabel 4.3 Plastic Viscosi Dengan Penambahan Ampas Tebu Terhadap Temperature

Temperatur

(°F)

Plastic Viscosity (cps) Dasar (A) B C D

83 19 21 26 30

250 12 13 12 11

4.5 Yield Point (YP)

Yield point adalah mengukur gaya elektro kimia antara padat-padat, cairan-cairan, cairan-padatan pada zat kimia dalam kondisi dinamis yang berhubungan dengan pola aliran. Hasil penelitian harga yield point di laboratorium dapat dilihat pada tabel 4.4 di bawah ini: Tabel 4.4 Yield Point Dengen Penambahan Ampas Tebu terhadap Temperature 4.6 Hasil Pengukuran Gel Strength

Gel strength adalah suatu daya pembentuk agar dari suatu fluida pada kondisi static, sifat ini menunjukkan kemampuan lumpur didalam menahan atau mengapungkan serpih bor pada saat tidak ada. Di waktu lumpur berhenti melakukan sirkulasi, lumpur harus mempunyai gel strength yang dapat menahan serbuk lumpur bor dan material pemberat lumpur agar tidak turun. Akan tetapi jika gel strength terlalu tinggi akan menyebabkan kerja pompa terlalu berat untuk memulai sirkulasi kembali. Gel strength 10 detik dan gel strength 10 menit memiliki maksud yang berbeda yaitu kemampuan saat menahan serbuk bor pada saat pompa berhenti merupakan fungsi dari gel strength 10 menit sedangkan kemampuan untuk menahan serbuk bor pada saat sirkulasi berhenti merupakan fungsi dari gel strength 10 detik. Dibawah ini ditampilkan hasil data percobaan gel strength 10 detik dan 10 menit :

Tabel 4.5 Gel Strength 10 sec. dengan Penambahan Ampas Tebu dan Temperature

Tabel 4.6 Gel Strength 10 Menit dengan Penambahan Ampas Tebu dan

Temperature

4.4 Hasil Pengukuran Laju Tapisan Oleh karena itu lumpur bor harus mempunyai sifat yang dapat mengeluarkan air filtrate sedikit mungkin, terutama pada saat membor lapisan yang akan diproduksikan. Pada tabel berikut ini adalah data dari pengamatan laju tapisan yang dihitung di laboratorium :



Tabel 4.7 Water Loss dengan Penambahan Ampas Tebu dan Temperature

4.5 Hasil Pengukuran Mud Cake

Pengukuran mud cake menurut standar API dilakukan dengan tekanan 100 psi dan waktu selama 30 menit pada suhu ruangan. Pada tabel berikut ini adalah data dari pengamatan percobaan untuk mud cake yang dihitung di laboratorium : Tabel 4.8 Tebal Mud Cake dengan Penambahan Ampas Tebu Terhadap Temperature

4.6 Hasil Pengukuran pH pH adalah pengukuran nilai keasaman atau kebasaan suatu lumpur. Keasaman memiliki pH dari 1 sampai dengan 7. pH menyatakan konsentrasi dari gugus hidroksil (OH⁻) yang terdapat dalam lumpur yang mempengaruhi kereaktifan bahan-bahan kimia yang digunakan dalam lumpur. Sedangkan nilai pH = 7 adalah netral, lumpur bor harus bersifat basa karena akan mudah bereaksi dibandingkan dengan lumpur saat bersifat asam. Apabila lumpur bersifat asam akan menimbulkan korosif pada rangkaian pipa bor serta alat-alat pemboran lainnya hal ini akan menyebabkan kerapuhan pada rangkaian tersebut sehingga akan mengurangi dari waktu pemakaian rangkaian dari alat-alat pemboran tersebut. Berikut adalah tabel hasil pengukuran harga pH di laboratorium :

Tabel 4.9 H Filtrate dengan Penambahan Ampas Tebu Terhadap Temperature

Temperatur (°F)

pH Filtrate Dasar (A) B C D

83 10.5 10,2 9,7 9,5 250 9,7 9,5 9,2 9,0

BAB V PEMBAHASAN Dalam bab ini dibahas mengenai analisa dari hasil pengamatan penelitian-penelitian yang telah dilakukan dalam studi pemanfaatan bubuk Ampas Tebu sebagai LCM pada proses sirkulasi water based mud melalui percobaan di Laboratorium Teknik Pemboran & Produksi. Terlebih dahulu perlu dijelaskan bahwa penggunaan lumpur dasar yang tidak menggunakan LCM di dalam Penelitian ini berfungsi sebagai variabel kontrol yang akan memperlihatkan sejauh mana perubahan-perubahan yang terjadi pada parameter-parameter dari lumpur yang diteliti sehingga dapat mengtabelkan efektivitas dari bahan-bahan yang digunakan sebagai LCM. Pada percobaan juga dilakukan perubahan suhu dengan cara dipanaskan. Hal ini perlu untuk dilakukan karena pada kondisi di lapangan semakin dalam formasi yang akan ditembus maka suhu formasi juga semakin meningkat. Dengan meningkatnya suhu formasi tersebut maka akan mempengaruhi keseimbangan dari lumpur pemboran. Pada saat lumpur dalam keadaan diam, maka semakin bertambah tinggi suhunya akan semakin tinggi juga daya untuk menjadi gel dan penggumpalan gel dalam batas tertentu dapat diatasi dengan mengaduk lumpur hingga encer kembali. Lumpur pemboran yang digunakan di dalam percobaan memiliki densitas yang bernilai sebesar 8.5 ppg pada suhu 83°F dan mengalami kenaikan seiring dengan kenaikan temperatur sampai 8.65 ppg pada suhu 250°F sebelum di tambahkan dengan bahan LCM (Ampas Tebu). Densitas ini perlu diukur untuk mengetahui tekanan hidrostatik kolom lumpur untuk tiap kedalaman. Dengan adanya kenaikan ini, maka dapat dipastikan tekanan hidrostatik kolom lumpur akan meningkat seiring bertambahnya kedalaman sumur. Tekanan hidrostatik yang terlalu besar pun juga tidak bagus karena dapat beresiko akan mengakibatkan formasi pecah dan

Temperatur

(°F)

Water Loss 30 Menit 100 psi (cc)

Dasar (A) B C D

83 6.6 5.4 5.0 4.2

250 8.8 6.4 5.8 5.2

Temperatur (°F)

Mud Cake (mm) Dasar (A) B C D

83 0.1 0.2 0.3 0.5 250 0.5 0.7 1 1.2



lumpur hilang ke dalam formasi. Sedangkan ketika lumpur ditambahkan dengan LCM, berat jenis lumpur cenderung mengalami kenaikan pada suhu 83°F namun berbanding terbalik dengan kenaikan temperature karena berat jenis lumpur menurun setelah dipanaskan hingga suhu 250°F karena kekentalan lumpur berkurang. Dari tabel 4.1 dapat dilihat bahwa berat jenis (densitas) lumpur setelah ditambahkan bubuk Ampas Tebu sebagai LCM menurun setelah dipanaskan hingga suhu 250°F. Pada tabel terlihat bahwa penambahan bubuk Ampas Tebu sebanyak 2 gram tidak menghasilkan penurunan berat jenis secara signifikan pada suhu 83°F, namun berat jenis terus menurun seiring kenaikan temperature. Begitu juga dengan lumpur komposisi C dan D yang ditambahkan bubuk Ampas Tebu sebagai LCM dengan jumlah yang lebih besar mengalami trend penurunan densitas hingga suhu 250°F namun pada kedua komposisi ini berat jenis lumpur tidak menurun pada suhu 83°F dan justru bertambah meskipun tidak signifikan. Viskositas lumpur dasar yang digunakan di dalam percobaan dengan Marsh Funnel mengalami penurunan seiring dengan kenaikan temperature hingga 250°F. Hal ini dapat dimengerti karena pada hakikatnya, suatu zat cair apabila dipanaskan akan menjadi semakin encer. Namun, berkurangnya viskositas ini juga perlu diperhatikan karena apabila viskositas lumpur menjadi terlalu kecil maka pengangkatan serbuk bor akan menjadi kurang sempurna dan dapat mengakibatkan serbuk bor tertinggal di dalam lubang bor sehingga menyebabkan rangkaian pipa pemboran akan terjepit. Penambahan ampas tebu secara signifikan tidak begitu berpengaruh terhadap harga Yield point, untuk pengujian pada temperatur 250 F terjadi penurunan harga Yield Point tetapi masih barada pada kondisi aman untuk mengangkat serpihan serbuk bor. Fungsi Gel Strength pada lumpur pemboran adalah untuk menahan serpihan bor pada saat pemboran berhenti, dilihat dari pengujian penambahan ampas tebu pada lumpur B, yaitu penambahan sebesar 4 gram sudah merupakan batas maksimal, karena pada lumpur C pada pengujian 250 F sudah tidak mampu lagi untuk berfungsi sebagai penahan serpihan bor karena pada temparatur tersebut hasilnya pada Gel Strength 10 detik sebesar 2 lb/100 ft. Lihat tabel 4.5.Pengukuran sifat water loss pada pengujian 83 F dan 250 F pada lumpur B, C dan D hasil pengujian sangat baik, dimana harga water lossnya menurun, dapat dilhat pada tabel 4.7

dalam hal ini semakin kecil water loss yang dihasilkan berarti semakin kecil pula masalah yang mungkin terjadi pada operasi pemboran yaitu dalam hal kemungkinan terjadinya pengembangan formasi yang mengandung shale yang dapat menyebabkan terjepitnya pipa rangkaian pemboran dan atau terjadinya kerusakan formasi hidrokarbon, dimana batas toleransi untuk pemboran formasi hidrokarbon maksimal mempunyai water loss 6 cc/30 menit. Ketebalan mud cake pada akan bertambah apabila penambahan ampas tebu semakin besar dan juga semakin besar dengan adanya kanaikkan temperatur. Pada tabel 4.8 terlihat bahwa penambahan ampas tebu sebesar 6 gram pada terperatur 250 F mempunyai harga mud cake sebesar 1,2 mm, dalam hal ini cukur besar apabila dilihat dari strandar lumpur water base mud yaitu < 1 mm. Hasil pengujian pH fitrate lumpur terhadap penambahan ampas tebu mengalami penurunan dan kenaikkan temperatur juga menurunkan harga pH lumpur tetapi masih dalam kondisi bersifat basa yaiut masih diatas 9 (lihat tabel 4.9). BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan di Laboratorium serta bab-bab yang telah dibahas di dalam penelitian ini hanya sampai viskositas maka di dapat kesimpulan bahwa : 1. Penambahan ampas tebu pada lumpur water

base mud dapat menaikkan densitas lumpur krn densitas ampas tebu besar dari pada berat lumpur tesebut. Kenaikkan densitas akan menurun pada temperatur 250 F tetapi masih batas toleran untuk digunakan krn masi diatas 8,33 ppg.

2. Sifat viskositas lumpur akan bertambah dengan adanya penambahan ampas tebu untuk temperatur ruangan tetapi pada temperatut tinggi semakin banyak penambahan ampas tebu akan semakin menurun harga viskositasnya, hal ini dikarenakan pada temperatur tinngi sifat polymernya akan rusak pada temperatur 250 F.

3. Pada sifat Yield Point penabahan ampas tebu akan menaikkan harga YP hanya pada penambahan 2 gr, sedangkan penamnaha 4 dan 6 gram akan menurunkan harga YP. Tetapi masih dalam batas toleransi untuk dapat digunakan, yaitu masih diatas 11 lb/100 ft.

4. Untuk sifat Gel Strength hanya pada penambahan 2 gr ampas tebu yang masih mempunyai nilai yang layak digunakan untuk dipakai sebagai lumpur pemboran karena nilainya GS 10 sec < 3 lb/100 ft pada



temperatur 250 F. Untuk dapat digunakan sebagai lumpur pemboran maka per ditambahkan additive penstabil tahan panas.

5. Laju tapsian atau water loss mempunyai harga yang semakin kecil dengan ditambahkan ampas tebu, hal in berarti semakin baik untuk digunakan sebagai lumpur pemboran dengan harga water loss < 6 cc/30 menit.

6. Nilai Mud Cake cukup besar untuk lumpur D pada temperatur 250 F, yaitu 1,2 mm, hal ini kurang baik digunakan karena dapat memperkecil clereance antara dinding lubang dengan pipa pemboran.

7. pH lumpur masih berada diatas 7 baik pada temperatur rendan maupun pada temperatur tinggi, sehingga tidak ada pengaruh dengan penambahan ampas tebu karena masih besifat basa.

Reference 1. AADE,” Review of Lost Circulation

Materials and Treatment With or Update Classification “, Houston, Texas,2014.

2. Bourgoyne, Adam T. And Keith K. Millhen,”Aplied Drilling Engineering” SPE, Texas, 1986.

3. Hanbook of Drilling Fluid, Seomi Oil Tool, Kuala Lumpur, 2011.



PENENTUAN FLOW UNIT BATUAN RESERVOIR PADA LAPANGAN RN

Reza Dwi Adrianto

Universitas Trisakti, Jakarta, 081290005528, [email protected] Abstrak Batuan karbonat merupakan salah satu batuan yang sangat bagus sebagai batuan reservoar, namun batuan ini memiliki tingkat heterogenitas yang sangat tinggi dibandingkan dengan batupasir sehingga memerlukan pendekatan dengan melakukan rock typing. Pada umumnya, indentifikasi rock type membutuhkan hasil pengukuran dari core dengan menggunakan beberapa metode yang telah ada. Namun, pada sumur-sumur yang tidak memiliki data core sangat sulit untuk menerapkan metode tersebut. Penelitian ini dilakukan dalam upaya untuk menentukan Hydraulic Flow Unit (HFU) reservoar pada sumur yang memiliki data core dengan menggunakan parameter Flow Zone Indicator (FZI) dan metode regresi non-parametrik yang disebut Alternating Conditional Expectation (ACE) pada sumur yang tidak memiliki data core. Dari hasil penelitian, reservoar pada lapangan RN dapat dikelompokkan menjadi delapan flow unit. Delapan flow unit tersebut masing-masing memiliki permeabilitas sebagai fungsi dari porositas yang telah divalidasi dengan mengaplikasikannya pada sumur. Dengan menggunakan metode ACE, kita dapat menentukan Hydraulic Flow Unit pada sumur yang tidak memiliki data core dengan menggunakan data log. Setelah FZI dihitung dari data log dan divalidasi dengan data core terlihat bahwa hasil dari metode tersebut menghasilkan korelasi yang cukup baik (R2 = 0.84), sehingga metode tersebut cukup dapat diaplikasikan pada sumur-sumur yang tidak memiliki data core. Kata kunci: Alternating Conditional Expectation (ACE), Flow Zone Indicator (FZI), Hydraulic Flow Unit (HFU), rock type Abstract Carbonate rocks is one of the rocks were very good as reservoir rocks, but these rocks have a very high degree of heterogeneity compared with sandstones that require new approaches to doing rock typing. In general, identification of rock type requires the measurement of the core by using some of the methods that have been there. However, the wells that does not have a core data is very difficult to apply these methods. This research was conducted in an effort to determine reservoir Hydraulic Flow Unit (HFU) on wells that have core data by using the Flow Zone Indicator (FZI) parameter and non-parametric regression method called Alternating Conditional Expectation (ACE) in the wells that does not have the core data. From the research, the reservoir on the RN field can be grouped into eight flow units. The flow unit each have a permeability as a function of porosity has been validated by applying it to the well. By using ACE, we can determine Hydraulic Flow Unit on wells that does not have core data by using log data. After FZI calculated from the log data and core data is validated to be seen that the results of these methods produce a fairly good correlation (R2 = 0.84), so the method is quite applicable to wells that does not have the core data. Kata kunci: Alternating Conditional Expectation (ACE), Flow Zone Indicator (FZI), Hydraulic Flow Unit (HFU), rock type CATATAN KAKI : 081290005528, [email protected] PENDAHULUAN Pada umumnya, indentifikasi rock type membutuhkan hasil pengukuran dari core dengan menggunakan beberapa metode yang telah ada. Namun, pada sumur-sumur yang tidak memiliki data core sangat sulit untuk menerapkan metode tersebut. Oleh karena itu, penelitian ini akan menentukan Hydraulic Fow Unit pada sumur-sumur yang tidak memiliki data core.

PERMASALAHAN Dalam penelitian ini, permasalahan yang dibahas adalah mengenai karakteristik batuan karbonat dan penentuan Hydraulic Flow Unit pada sumur yang tidak memiliki data core. METODOLOGI Hydraulic Flow Unit adalah suatu bagian dari reservoir yang dapat dipetakan dan memiliki sifat-sifat geologi dan petrofisika yang konsisten dan berbeda dari bagian reservoir yang lain dalam mengontrol aliran fluida (Ebanks, 1987). Konsep




Hydraulic Flow Unit dengan menggunakan parameter Flow Zone Indicator (Amaefule et al., 1993) dipilih untuk mengelompokkan rock type. Teknik ini adalah modifikasi dari persamaan Kozeny-Carman (1937) (1) dengan membagi persamaan tersebut dengan porositas efektif (2) :

𝐾 = 12𝜏2𝑆𝑔𝑣2

∅𝑒2

(1−∅𝑒)2 .…………….……..(1)

�𝐾∅𝑒

= � 1𝐹𝜏2𝑆𝑔𝑣2

� � ∅𝑒(1−∅𝑒)�………….....(2)

dimana K adalah permeabilitas (mD), ∅𝑒 adalah porosiras efektif (fraksi), 𝜏 adalah tortuosity, dan Sgv adalah luas permukaan butir yang terkena fluida per satuan volume bahan padat. Langkah pertaman adalah menghitung nilai Rock Quality Index (RQI) menggunakan persamaan:

𝑅𝑄𝐼 = 0.0314�𝐾∅𝑒

…………………...(3)

dimana RQI adalah Rock Quality Index (µm)

∅𝑧 = ∅𝑒1−∅𝑒

………………...……………(4) dimana ∅𝑧 adalah index porositas yang telanh dinormalisasikan.

𝐹𝑍𝐼 = 1�𝐹𝑠𝜏𝑆𝑔𝑟

= 𝑅𝑄𝐼∅𝑧

…………………(5)

dimana FZI adalah Flow Zone Indicator (µm). Setiap sampel core dari jenis batuan yang sama akan memiliki nilai FZI yang serupa dan hubungan porositas dan permeabilitas yang serupa. Setelah nilai FZI dari data core dihitung semua, tugas berikutnya adalah menentukan Hydraulic Flow Unit pada sumur yang tidak memiliki data core. Korelasi antara pengukuran log dengan nilai FZI dari core digunakan. Data log yang digunakan adalah Gamma Ray (GR), Spontaneous Potential (SP), Neutron (NPHI), dan Density (RHOB). Sebuah teknik regresi variable dari transformasi non-parametrik optimal digunakan (Breiman dan Friedman, 1985). Dalam hal ini menggunakan program GRACE yang didasarkan pada sebuah algoritma yang disebut Alternating Conditional Expectation (ACE) (Xue dan Datta-Gupta, 1997). Algoritma ACE digunakan karena mempunyai kemampuan dalam menghasilkan transformasi variabel dependen dan independen secara optimal untuk meningkatkan korelasi. Program GRACE dapat menghasilkan korelasi yang optimal antara antara variabel

dependen Y (FZI) dan variabel independen X1, ..., Xp (log sumur). Hal ini didapat melalui transformasi non-parametrik dari variabel dependen dan independen. Non-parametrik menyiratkan bahwa tidak ada bentuk fungsional yang diasumsikan antara variabel dependen dan independen dan transformasi yang dihasilkan semata-mata berdasarkan dari data tersebut.

HASIL DAN ANALISIS Pendekatan plot probabilitas digunakan dalam penelitian ini sebagai mekanisme untuk mengelompokkan data core ke dalam kelompok flow unit yang sesuai. Dengan metode ini didapatkan delapan HFU (Gambar 1).

Gambar 1. Plot probabilitas FZI

Kemudian plot ∅𝑧 vs RQI untuk melihat sebaran data yang membentuk suatu garis lurus sesuai dengan nilai FZI pada masing-masing HFU (Gambar 2).

Gambar 2. Plot ∅𝑧 vs RQI dan perpotongan garis lurus yang mewakili nilai FZI dari masing-masing

HFU

Setelah mengidentifikasi delapan HFU dari plot probabilitas, plot porositasn vs permeabilitas dilakukan untuk memperoleh persamaan permeabilitas sebagai fungsi dari porositas pada masing-masing HFU (Gambar 3).



Gambar 3. Hubungan porositas vs permeabilitas

pada masing-masing HFU Selanjutnya kita dapat memprediksi

permeabilitas dengan akurasi yang bagus (R2=0.997) (Gambar 4).

Gambar 4. Korelasi porositas dan permeabilitas

pada untuk semua HFU Perhitungan FZI dilakukan untuk sumur yang tidak memiliki data core dengan menggunakan algoritma ACE, yang menghasilkan persamaan: 𝑆𝑃𝑠𝑡 − 𝑡𝑟 =43.94𝑆𝑃𝑠𝑡4 − 104.74𝑆𝑃𝑠𝑡3 +78.43𝑆𝑃𝑠𝑡2 − 17.65𝑆𝑃𝑠𝑡 − 0.05.…(6)

𝑁𝑃𝐻𝐼 − 𝑡𝑟 = 18.36𝑁𝑃𝐻𝐼 −2.52……..…(7) 𝑅𝐻𝑂𝐵 − 𝑡𝑟 = 9.97𝑅𝐻𝑂𝐵 −25.19..…..…(8)

………………………………………….…..…(9)

………………………………………..……(10)

𝐹𝑍𝐼 = 0.68𝑆𝑈𝑀 − 𝑡𝑟 +1.10……….…(11) Transformasi optimal FZI yang didapat dari persamaan di atas menggunakan data log memberikan korelasi yang cukup bagus dengan data core (R2=0.84) (Gambar 5).

Gambar 5. Hubungan antara FZI core dengan FZI

hasil perhitungan ACE Selanjutnya pada masing-masing sumur yang memiliki data core dilakukan validasi terhadap hasil perhitungan dengan menggunakan metode ACE. Pada Gambar 6 terlihat bahwa sumur NR-43, nilai FZI yang telah dihitung dari data log memiliki kemiripan yang hampir sama dengan nilai FZI core. Korelasi yang dihasilkan dari kedua nilai FZI tersebut adalah 0.90.

Gambar 6. Validasi hasil perhitungan pada sumur

NR-43 Prediksi nilai FZI dan HFU yang dihasilkan dengan menggunakan metode ACE untuk sumur yang tidak memiliki data core ditunjukkan pada sumur RDA-14 (Gambar 7).



Gambar 7. Hasil identifikasi FZI & HFU

menggunakan metode ACE pada sumur RDA-14

PEMBAHASAN DAN DISKUSI Analisis reservoir pada lapangan RN dengan menggunakan metode Hydraulic Flow Unit menghasilkan karakteristik yang berbeda-beda. Dari analisis tersebut dihasilkan delapan HFU yang mempunyai karakter berbeda-beda, antara lain: 1. HFU-1: Batasan harga FZI adalah lebih besar

dari 2.15. Porositas berkisar antara 9% sampai 29% dan permeabilitas berkisar antara 4.74 mD sampai 314.70 mD.

2. HFU-2: Batasan harga FZI adalah lebih besar dari 1.70 dan lebih kecil dari 2.15. Porositas berkisar antara 9% sampai 28% dan permeabilitas berkisar antara 3.25 mD sampai 128.80 mD.






8. HFU-8: Batasan harga FZI adalah lebih kecil dari 0.40. Porositas berkisar antara 5% sampai 14% dan permeabilitas berkisar antara 0.02 mD sampai 0.24 mD.

Terdapat empat variabel data log yang digunakan untuk menentukan Hydraulic Flow Unit, yaitu: log GR, SP, NPHI, dan RHOB. Variabel log tersebut kemudian dihitung nilai transformasinya dengan menggunakan regresi non-parametrik untuk mendapatkan korelasi yang maksimal terhadap nilai FZI. Nilai transformasi masing-masing variabel data log tersebut kemudian dijumlahkan dan dikorelasikan dengan nilai transformasi FZI. Setelah data core divalidasi dengan hasil perhitungan dari data log, Hydraulic Flow Unit pada sumur yang tidak memiliki data core kemudian dapat ditentukan. Penentuan Hydraulic Flow Unit pada sumur yang tidak memiliki data core ditentukan dengan menggunakan metode transformasi regresi non-parametrik. Dari hasil ini maka, pengembangan pada lapangan RN dapat dilakukan untuk sumur yang tidak memiliki data core. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan yang didapat dari hasil penelitian adalah terdapat delapan HFU dengan korelasi permeabilitas yang dihasilkan sangat bagus (R2=0.997). FZI dan HFU pada sumur yang tidak memiliki data core dapat ditentukan dengan menggunakan metode ACE dan menghasilkan korelasi FZI yang cukup bagus (R2=0.84) antara data core dan data log.

Disarankan untuk melakukan analisa petrofisika pada data log untuk mendukung validasi hasil perhitungan metode ACE dan bandingkan dengan menggunakan metode lain. REFERENSI • Afianty, A., 2010, Penentuan Rock Type dan

Prediksi Permeabilitas Pada Lapangan Widuri, Tesis, Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung, Indonesia, 2010.

• [2] Amaefule, J.O. and Altunbay, M., 1993, Enhanced Reservoir Description: Using core and Log data to Indentify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Interval/Wells, SPE Journal, SPE-26436, 1993.

• [3] Breiman, L. and Friedman, J.H.: Estimating Optimal Transformations for Multiple Regression and Correlation, Journal of the American Statistical Association (September 1985) 580

• [4] Chandra, T., 2008, Permeability Estimation Using Flow Zone Indicator From



Well Log Data, 7th International Conference & Exposition on Petroleum Geophysics, 2008.

• [5] Deghirmandjian, O., 2001, Identification and Characterization of Hydraulic Flow Units in The San Juan Formation, Orocua Field, Venezuela, Thesis, Petroleum Engineering Major, Texas A&M University, 2001.

• [6] Dewan, T.J., 1983, Essential of Modern Open-Hole Log Interpretation, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, USA, 1983.

• [7] Izadi, M., 2013, A New Approach in Permeability and Hydraulic Flow Unit Determination, SPE Journal, SPE-151576-PA, August 2013.

• [8] Quang, M.H., 2011, Integrated Reservoir Characteristic for Fluid Flow Modeling of The

Z Gas Deposit at The Carpathian Foredeep, Dissertation, Department of Geophysics, Faculty of Geology, Geophysics and Environment Protection, AGH University of Science and Technology, Poland, 2011.

• [9] Xue, G., Datta-Gupta, A., Valko, P. and Blasingame, T.: Optimal Transformations for Multiple Regression: Aplication to Permeability Estimation from Well Logs, SPE formationevaluation (June 1997) 12(2), 85-93

Lampiran 1. Batasan nilai FZI untuk masing-masing HFU

Lampiran 2. Statistik untuk masing-masing HFU

Lampiran 3. Rumus perhitungan permeabilitas untuk masing-masing HFU

HFU FZI Classification1 2.15 < FZI2 1.70 < FZI ≤ 2.153 1.40 < FZI ≤ 1.704 1.05 < FZI ≤ 1.405 0.75 < FZI ≤ 1.056 0.55 < FZI ≤ 0.757 0.40 < FZI ≤ 0.558 FZI ≤ 0.40

HFU FZI Classification Por Vs K1 2.15 < FZI K = 21,443.23 x Por^3.442 1.70 < FZI ≤ 2.15 K = 8,840.71 x Por^3.243 1.40 < FZI ≤ 1.70 K = 6,497.76 x Por^3.344 1.05 < FZI ≤ 1.40 K = 5,016.68 x Por^3.485 0.75 < FZI ≤ 1.05 K = 2,466.45 x Por^3.366 0.55 < FZI ≤ 0.75 K = 483.585 x Por^2.927 0.40 < FZI ≤ 0.55 K = 133.82 x Por^2.598 FZI ≤ 0.40 K = 39.53 x Por^2.51



Lampiran 4. Kisaran harga porositas dan permeabilitas pada sumur RDA-14

Depth (m) HFU PHIE K Depth (m) HFU PHIE K809 5 0.08-0.22 0.47-14.86 841 3 0.10-0.26 3.08-72.69810 1 0.09-0.29 4.74-314.70 842 4 0.09-0.33 1.29-119.90811 5 0.08-0.22 0.47-14.86 843 4 0.09-0.33 1.29-119.90812 8 0.05-0.14 0.02-0.24 844 8 0.05-0.14 0.02-0.24813 8 0.05-0.15 0.02-0.24 845 4 0.09-0.33 1.29-119.90814 6 0.09-0.20 0.38-4.86 846 8 0.05-0.14 0.02-0.24815 3 0.10-0.26 3.08-72.69 847 5 0.08-0.22 0.47-14.86816 3 0.10-0.26 3.08-72.69 848 3 0.10-0.26 3.08-72.69817 8 0.05-0.14 0.02-0.24 849 4 0.09-0.33 1.29-119.90818 7 0.10-0.14 0.33-0.74 850 5 0.08-0.22 0.47-14.86819 4 0.09-0.33 1.29-119.90 851 4 0.09-0.33 1.29-119.90820 4 0.09-0.33 1.29-119.90 852 4 0.09-0.33 1.29-119.90821 4 0.09-0.33 1.29-119.90 853 8 0.05-0.14 0.02-0.24822 8 0.05-0.14 0.02-0.24 854 8 0.05-0.14 0.02-0.24823 4 0.09-0.33 1.29-119.90 855 4 0.09-0.33 1.29-119.90824 4 0.09-0.33 1.29-119.90 856 2 0.09-0.28 3.25-128.80825 2 0.09-0.28 3.25-128.80 857 4 0.09-0.33 1.29-119.90826 4 0.09-0.33 1.29-119.90 858 8 0.05-0.14 0.02-0.24827 3 0.10-0.26 3.08-72.69 859 2 0.09-0.28 3.25-128.80828 4 0.09-0.33 1.29-119.90 860 4 0.09-0.33 1.29-119.90829 8 0.05-0.14 0.02-0.24 861 4 0.09-0.33 1.29-119.90830 4 0.09-0.33 1.29-119.90 862 8 0.05-0.14 0.02-0.24831 8 0.05-0.14 0.02-0.24 863 4 0.09-0.33 1.29-119.90832 6 0.09-0.20 0.38-4.86 864 7 0.10-0.14 0.33-0.74833 8 0.05-0.14 0.02-0.24 865 4 0.09-0.33 1.29-119.90834 3 0.10-0.26 3.08-72.69 866 5 0.08-0.22 0.47-14.86835 3 0.10-0.26 3.08-72.69 867 3 0.10-0.26 3.08-72.69836 8 0.05-0.14 0.02-0.24 868 4 0.09-0.33 1.29-119.90837 4 0.09-0.33 1.29-119.90 869 8 0.05-0.14 0.02-0.24838 3 0.10-0.26 3.08-72.69 870 7 0.10-0.14 0.33-0.74839 8 0.05-0.14 0.02-0.24 871 8 0.05-0.14 0.02-0.24840 8 0.05-0.14 0.02-0.24 872 5 0.08-0.22 0.47-14.86



Uji Sensitivitas dan Solusi Analitik Type curves jenis Reservoir Komposit Infinite acting Reservoir pada Laju Alir

Produksi Sumur Konstan Wiwiek Jumiati

Institut Teknologi Sains Bandung (ITSB), Jl. Ganesha Boulevard, LOT-A1 CBD Kota Deltamas, Cikarang Pusat (Km. 37) Kabupaten Bekasi, Telp. (021) 2909 3888, [email protected]

ABSTRAK Metode analisis yang digunakan untuk mengevaluasi kinerja sumur minyak dengan tujuan

melakukan analisis dan evaluasi kinerja pada sumur minyak meliputi antara lain metoda empirik, metoda analitik dan metoda numerik atau kombinasi ketiga metoda tersebut yang dapat menghasilkan type curves. Penelitian ini mengangkat permasalahan kondisi reservoir komposit dengan batas sumur yaitu laju alir produksi konstan dan batas luar adalah infinite acting dimana type curves yang terbentuk dihasilkan dari penurunan analitis yang dihasilkan dari persamaan difusivitas. Uji sensivitas dilakukan dengan merubah parameter jari-jari discontinuity, rasio mobility, storativity dan skin pada lubang sumur. Type curves yang dihasilkan dapat digunakan untuk menginterpretasikan log-log type curve matching dari reservoir komposit.

Kata Kunci: reservoir komposit, type curved, analitik, infinite acting, laju produksi konstan, mobility, storativity, skin.

ABSTRACT The analytical methods used to evaluate the performance of oil reservoir for the purpose of analyzing and evaluating the performance of oil wells are empirical methods, analytical methods and numerical methods or combinations of the three methods which can produce type curves. This study discusses the problem of composite reservoir conditions with constant production flow rate well boundary and infinite acting outer boundary where type curves formed are resulted from analytical dissemination from diffusivity equation. Sensitivity test is done by changing the parameters of discontinuity radius, mobility ratio, storativity and skin in wellbore. The type curves generated can be used to interpret the log-log type curve matching of the composite reservoir. Key Word: composite reservoir, type curved, analytic, infinite acting, mobility, storativity, skin. PENDAHULUAN Banyak metode yang sudah dipublikasikan untuk melakukan analisis dan evaluasi kinerja sumur dan minyak dengan tujuan mengukur tingkat kapasitas produksi dan melakukan prediksi atau peramalan (forecast) kinerja sumur di waktu yang akan datang. Metoda yang biasa digunakan sebelumnya adalah metoda empirik, metoda analitik, dan metoda numerik atau kombinasi dari ketiganya. Fetkovich mempublikasikan log-log type curves berdasarkan kombinasi solusi analitik dari persamaan difusivitas dan empirik. Arps

mempublikasikan type curves untuk kondisi produksi pada tekanan alir konstan (constant pressure production case) untuk closed radial reservoir model atau Doublet dan Blasingame

yang membuat decline type curves yang dibentuk berdasarkan model reservoir terbatas dengan geometri circular yang diproduksikan pada laju alir konstan ,melalui satu sumur di tengah dan memiliki suatu kondisi alir tertentu(prescribed flux atau prescribed pressure) pada batas luar reservoir atau A.K Permadi yang telah mengembangkan dan mengaplikasikan solusi

semi analitik untuk model aliran multifasa dari minyak dan air pada reservoir silinder dengan spesifik flux di outer boundary. Dengan data produksi yang telah ada dapat dimatchkan dengan type curves yang telah ada dan sesuai peruntukannya sehingga dari situ dapat ditentukan karakteristik reservoir seperti permeabilitas(k), boundari reservoir(re), skin(S), atau bahkan cadangan dan jumlah dari cadangan yang telah terproduksikan. Implikasi alamiah dengan diproduksikannya reservoir melalui sumur adalah menurunnya produksi sebagai fungsi waktu. Hal ini disebabkan oleh efek perubahan akibat penurunan tekanan sistem yang disebabkan oleh produksi. Jadi, adanya type curves dapat digunakan untuk menganalisis dan memprediksi kinerja sumur ataupun reservoir. Analisis type curve yang dibahas dalam penelitian ini dipresentasikan melalui kurva-kurva yang dihasilkan dari penurunan matematis sebagai solusi analitik dari persamaan difusivitas. Turki et. al misalnya yang menjadi ide awal pembuatan penelitian ini, mempublikasikan log-log type




curve dan type curve derivative untuk produksi pada tekanan konstan pada dua region radial, reservoir komposit. Mereka memvariasikan parametrik studi yaitu mobility ratio, storativiti ratio, skin di lubang sumur dan jarak diskontinuiti pada kecepatan decline dan kec decline derivative untuk infinite, closed, constant pressure radial pada tekanan sumur konstan model reservoir komposit dua region. Kemudian ada juga yang dilakukan oleh Demski yang mengkaji analisa decline type curve untuk reservoir komposit dan homogen untuk infinite acting reservoir komposit pada constant pressure well. Salah satu kasus yang diangkat dalam penelitian ini adalah pengembangan type curve oleh Turki et. al. dan Demski, dibentuk berdasarkan model infinite acting reservoir komposit dengan geometri circular yang diproduksikan dengan laju alir konstan. Adapun hasil yang ditunjukkan oleh penelitian ini menyatakan bahwa pengembangan type curves yang diimplementasikan berdasarkan solusi analitik difusivitas untuk model reservoir komposit single-phase radial flow dapat dipergunakan untuk menginterpretasikan data performa produksi.

PERMASALAHAN Pada penelitian ini diinginkan pengembangan type curves melalui penurunan analitis dengan model reservoir komposit dua region dengan konstrain produksi laju alir sumur konstan dan batas reservoir tak terbatas (infinite acting reservoir) untuk uji sumur. METODOLOGI Membuat pemodelan reservoir sbb:

Gambar 1 Model Reservoir Komposit

1. Model yang dibuat merupakan reservoir komposit dengan dua region dengan sumur di tengah yang diproduksi dengan kondisi laju alir konstan, kondisi batas luar infinite acting atau tidak terbatas dengan RD jari-jari discontinuity diantara region I dan II.

2. Menurunkan solusi analitik untuk kondisi sumur tersebut meliputi persamaan di region I dan region II. Untuk region I: 𝜕2𝑝1𝜕𝑟2

+ 1𝑟𝜕𝑝1𝜕𝑟

= �∅𝜇𝑐𝑡𝑘1� , rw < r < R

Untuk region II: 𝜕2𝑝2𝜕𝑟2

+ 1𝑟𝜕𝑝2𝜕𝑟

= �∅𝜇𝑐𝑡𝑘2� , R < r < ∞

Dengan menurunkan solusi analitik untuk kondisi sumur tersebut akan didapatkan tekanan tak berdimensi dalam ruang laplace.

3. Type curves yang terbentuk didapat dari transformasi ke dalam ruang nyata (real space) dengan menggunakan bantuan pemrograman computer menggunakan algoritma numerik Gaver-Stehfest dari ruang laplace.

4. Dari persamaan analitik terbentuk diberikan uji sensivitas dengan variasi nilai RD (jari-jari discontinuity, rasio mobility, storativity dan nilai skin). HASIL DAN ANALISIS Type curves berikut merupakan hasil penurunan analitik untuk reservoir komposit dengan kondisi batas luar infinite acting reservoir dan laju alir konstan pada lubang sumur. Pada hasil persamaan yang diperoleh sbb:

ṕwD = �𝐶11𝐼0�𝑟𝐷√𝑠� +𝐼1�√𝑠�𝐾0�√𝑠�

𝐾1�√𝑠��

+𝐾0�√𝑠�

𝑠√𝑠𝐾1�√𝑠�+𝑆𝑠

𝐶11

=�𝜆𝐾1�𝑅𝐷√𝑠�𝑠√𝑠𝐾1�√𝑠�

−�𝜂 𝐾0�𝑅𝐷√𝑠� 𝐾1� 𝑅𝐷�𝜂𝑠�𝑠√𝑠𝐾0�𝑅𝐷�𝜂𝑠�𝐾1�√𝑠�

�

�𝜆𝐼1�𝑅𝐷√𝑠�� − ��𝜆𝐾1�𝑅𝐷√𝑠�𝐼1�√𝑠��

𝐾1�√𝑠�� + �

�𝜂 𝐾1� 𝑅𝐷�𝜂𝑠�𝐾0�𝑅𝐷�𝜂𝑠�

�𝐼0�𝑅𝐷√𝑠�+ �𝐾0� 𝑅𝐷√𝑠�𝐼1�√𝑠�

𝐾1�√𝑠��



Dimana:

Persamaan tersebut diberikan pengaruh parameter yang meliputi: Tekanan di sumur, tekanan di jari-jari discontinuity, rasio mobilitas/kemampuan fluida untuk bergerak, rasio storativity serta skin pada lubang sumur. Berikut ini adalah types curve yang terbentuk adalah sbb:

Gambar 2 Grafik Wellbore Pressure dan Discontinuity Pressure pada Infinite acting Reservoir Komposit constant rate well

Gambar 3 Grafik pengaruh nilai mobility ratio=0.1 pada variasi RD=5,10,50,100,500

Infinite acting reservoir komposit constant rate well.

Gambar 4 Grafik pengaruh nilai mobility ratio=10 pada variasi RD=5,10,50,100,500 Infinite acting reservoir komposit constant rate well.

Gambar 5 Grafik pengaruh nilai mobility ratio=100 pada variasi RD=5,10,50,100,500 Infinite acting reservoir komposit constant rate well.

Gambar 6 Grafik pengaruh wellbore skin pada RD=50 pada Infinite acting outer boundary reservoir komposit constant rate well.



Gambar 7 Grafik pengaruh RD pada wellbore skin=5 pada Infinite acting outer boundary reservoir komposit constant rate well.

PEMBAHASAN DAN DISKUSI Type curves yang terbentuk pada kondisi batas luar infinite acting atau keadaan dimana batas luar tak terbatas dengan laju alir sumur konstan adalah type curves dengan kurva yang terbentuk dengan absis waktu tak berdimensi (tD) dan ordinat tekanan tak berdimensi (PD). Berdasarkan gambar 2 dapat kita lihat respon tekanan terhadap waktu di lubang sumur dan di jari-jari discontinuity atau jarak yang memisahkan region I dan region II reservoir mengalami penurunan tekanan/pressure drop di kedua bagian mengalami penurunan tekanan. Pada awal waktu penurunan tekanan di region 1 dan region II berbeda nemun setelah beberapa lama tekanan di jari-jari discontinuity dan lubang sumur sama yang berarti fluida telah menginvansi dari region luar ke dalam. Pengaruh Rasio mobility (λ) atau perbandingan permeabilitas pada region I dan II dengan jari-jari discontinuity berdasarkan gambar 3 menunjukan rasio mobility 0,1 yang artinya permeabilitas region I lebih kecil dari region II pressure drop akan terjadi lebih cepat turun pada jarak jari-jari discontinuity yang lebih besar, sedangkan untuk rasio mobility 10 pada gambar 4 dimana permeabilitas di region I lebih besar dari region II pressure drop akan turun pada jari-jari discontinuity yang jaraknya lebih kecil. Sedangkan untuk perbandingan mobility pada gambar 3 dan 4 menunjukkan nilai mobility yang lebih besar akan mengalami penurunan pressure drop yang ekivalen. Storativity/penyimpanan cadangan (ω) pada reservoir, pengaruhnya dapat kita lihat pada gambar 3,4 dan 5 terhadap jari-jari discontinuity

dimana pressure drop akan turun cepat pada jarak yang lebih dekat.

Gambar 6 dan 7 merupakan gambaran pengaruh skin/kerusakan di lubang sumur pada kondisi batas luar tak terbatas. Berdasarkan gambar tersebut dapat kita simpulkan bahwa semakin besar nilai skin di lubang sumur maka pressure drop turun semakin besar juga. Pada awal waktu tidak ada perbedaan pengaruh skin di sumur untuk mobility rasio lebih besar dari 1 maupun mobility ratio kurang dari 1 namun di zona transisi mobility rasio lebih besar dari 1 memberikan pressure drop yang jauh lebih besar pada zona tengah atau transisi dibandingkan mobility ratio kurang dari 1. Untuk skin yang sama pengaruh jari-jari discontinuity ternyata memberikan pressure drop lebih yang besar untuk jarak jari-jari discontinuity yang lebih jauh. KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan Beberapa kesimpulan yang diperoleh melalui penelitian ini adalah:

1. Pada peneitian ini telah diturunkan solusi analitik dari type curves untuk parameter korelasi PD sebagai fungsi tD pada reservoir komposit dua region yang diproduksikan pada laju alir sumur konstan dan kondisi batas luar tak terbatas (Infinite acting).

2. Uji sensitivitas menunjukkan bahwa parameter yang memberikan pengaruh paling sensitif untuk type curves yang dihasilkan dalam studi ini (mobility ratio, jari-jari discontinuity, storativity ratio dan skin di lubang sumur) adalah mobility ratio. Saran Untuk studi lebih lanjut dapat dilakukan pengembangan model dan type curves pada batas reservoir tekanan konstan atau model reservoir komposit sampai dengan region ke “n” dengan berbagai kondisi batas luar. UCAPAN TERIMA KASIH Penulis mengucapkan terima kasih banyak kepada Ir. Asep Kurnia Permadi, M.Sc, Ph.D yang telah membantu, mengarahkan dan memberikan semangat yang besar pada proses pembuatan penelitian ini. DAFTAR PUSTAKA 1. Agarwal, R.G, Al-Hussainy, R., and Ramey,

H.J., Jr. (Sept 1970): An Investigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment, SPEJ 278-90.

2. Damargalih, Y., (2001): Pengembangan Decline Type Curves Untuk Reservoir Dengan Water Influx atau Injeksi Air



menggunakan Kondisi Batas Luar Tekanan Tertentu, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB, Bandung.

3. De Jong, M., (2007): Pengembangan Decline Type Curves Untuk Reservoir Dengan Strong Water Influx menggunakan Prescribed Limiting Pressure Sebagai Kondisi Batas Reservoir-Aquifer, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB, Bandung.

4. Demski, Jay A., (1987): Decline Curve Derivative Analysis for Homogenous and Composite Reservoirs, Stanford University, California.

5. Jumiati, Wiwiek, (2011): Pengembangan Solusi Analitik dan Type Curves Model Reservoir Komposit untuk Kasus Laju Produksi Konstan., Tesis, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB, Bandung.

6. Permadi, A. K., (2004): Diktat Teknik Reservoir, Vol 2, Fakultas Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung.

7. Permadi, A.K et al, (1998): Modeling Simultaneous Oil and water Flow in Reservoirs with Water Influx or Water Injection Using Single-Phase Semi-Analytical Solutions, SPE 39755, Kuala Lumpur, Malaysia.

8. Permadi, A.K et al, (1997): Modeling Simultaneous Oil and water Flow with Single-Phase Analytical Solution, Ph.D, Dissertation, Texas A&M University at College Station, College Station, Texas.

9. Rawati, H., (2006): Aplikasi Solusi Analitik Satu Fasa Radial Pada Injeksi Air Pola 5 Titik, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan, ITB, Bandung.

10. Turki, L. et al, (1986): Decline Curve Analysis in Composite Reservoirs, Stanford University, SPE 19316, Californ



ANALISIS PENGARUH STIMULASI KOH TERHADAP PENINGKATAN LAJU ALIR PRODUKSI

SUMUR SIB 1, SIB 2 DAN SIB 3

Novrianti1, Novia Rita2, Era Yulia3

Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau, Jl Kharuddin Nasution No 113 Pekanbaru [email protected]

Abstrak Penurunan laju produksi merupakan salah satu dampak yang dapat terjadi akibat adanya kerusakan formasi disekitar lubang sumur. Kerusakan formasi pada sumur yang menjadi objek penelitian pada sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 disebabkan oleh clay yang mengembang. Stimulasi KOH dilakukan untuk meningkatkan kembali produksi sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3. KOH dipilih karena KOH dapat menstabilkan clay sehingga pori-pori yang terhalang oleh clay swelling dapat mengalirkan kembali fluida sehingga meningkatkan kembali laju alir produksi. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis keberhasilan dan peningkatan laju alir produksi setelah pelaksanaan stimulasi KOH. Analisis keberhasilan stimulasi KOH dapat diketahui dengan membandingkan laju alir produksi minyak (Qo), productivity index (PI), dan kurva inflow performance relationship (IPR) sebelum dan sesudah stimulasi KOH. Pelaksanaan stimulasi KOH berhasil pada sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3. Hal ini ditandai dengan adanya peningkatan laju alir produksi minyak dan productivity index (PI). Peningkatan laju alir produksi minyak pada sumur SIB 1 adalah 227.8 %, SIB 2 adalah 111.86 % dan SIB 3 102.9 %. Sedangkan peningkatan nilai productivity index (PI) pada sumur SIB 1 adalah 96.3%, SIB 2 40.86% dan SIB 3 24.05%. Q max sumur SIB 1 meningkat 99.1 %, SIB 2 40.68% dan SIB 3 meningkat sebesar 24.18%. Kata kunci: Stimulasi KOH, swelling clay, Productivity index, inflow performance relationship

Abstract Declining of poroduction rate is one of the impact that caused by skin around wellbore. Formation damage in well that being object in this research in Well SIB 1, SIB 2, and SIB 3 caused by clay swelling. KOH stimulation is done to increase well production rate in SIB 1, SIB 2, and SIB 3. KOH is selected because it can be used to stabilize the clay, so the pores that are blocked by clay swelling can flow the fluid and increase oil production rate. Aim of this research is to analyze the success and enhancement of the flow rate of production after the implementation of KOH stimulation. The analysis of KOH stimulation can be known by comparing oil production rate (Qo), productivity index (PI), and inflow performance relationship (IPR) before and after KOH stimulation. Implementation of KOH stimualtion succeed in well SIB 1, SIB 2, and SIB 3. This is can be known by increasing of oil production rate and productivity index (PI). Increasing of oil production rate in SIB 1 is 227.8 %, SIB 2 is 111.86%, and SIB 3 is 102.9%. While the increasing of productivity index in SIb 1 is 96.3%, SIB 2 is 40.86%, and SIb 3 is 24.05%. Qmax in SIB 1 is 99.1%, SIB 2 is 40.68%, and SIB 3 increase 24.18%.

Keywords: KOH Stimulation, Swelling Clay, Productivity Index, Inflow Performance Relationship

PENDAHULUAN Penurunan laju produksi merupakan salah satu dampak yang dapat terjadi akibat adanya kerusakan formasi disekitar lubang sumur. Kerusakan fomasi ini umumnya disebabkan oleh kegiatan pemboran, kegiatan produksi, endapan scale, mineral clay ataupun endapan organik yang mengakibatkan terhambatnya aliran fluida dari formasi menuju ke lubang sumur sehingga pada akhirnya akan menyebabkan turunnya produktivitas suatu sumur (Hardikin, 2009). Terdapat beberapa hal yang dapat dilakukan untuk meningkatkan produksi akibat kerusakan sumur antara lain melakukan stimulasi. Stimulasi digunakan untuk meningkatkan produksi

minyak yang telah diterapkan lebih dari empat puluh tahun (Yew C.H., 1978). Proses stimulasi telah digunakan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas dari reservoir bawah tanah selama lebih dari empat puluh tahun (Yew C.H., 1978). Metode stimulasi yang paling sering digunakan untuk meningkatkan produktivitas sumur yang telah mengalami kerusakan formasi adalah dengan dilakukan pengasaman (acidizing) ataupun perekahan hidrolik (hydraulic fracturing), pemahaman tentang sifat kerusakan formasi akan



sangat penting dalam pemilihan metode yang tepat untuk stimulasi yang bertujuan untuk meningkatkan nilai permeabilitas formasi dan meningkatkan produktifitas sumur (Schechter R.S., 1992). Sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 adalah sumur yang mengalami penurunan produksi akibat kerusakan formasi. Kerusakan formasi yang terjadi pada sumur tersebut diakibatkan oleh swelling clay. Mineral clay/lempung merupakan koloid dengan ukuran sangat kecil (kurang dari 1 mikron). Masing-masing koloid terlihat seperti lempengan-lempengan kecil yang terdiri dari lembaran-lembaran kristal yang memiliki struktur atom yang berulang. Mineral clay (lempung) adalah mineral sekunder yang terbentuk karena proses pengerusakan atau pemecahan dikarenakan iklim dan alterasi air (hidrous alteration) pada suatu batuan induk dan mineral yang terkandung dalam batuan itu (Das. Braja M, 1988). Dalam terminologi ilmiah, lempung adalah mineral asli yang mempunyai sifat plastis saat basah, dengan ukuran butir yang sangat halus dan mempunyai komposisi berupa hydrous aluminium dan magnesium silikat dalam jumlah yang besar. Batas atas ukuran butir untuk lempung umumnya adalah kurang dari 2 μm (1μm = 0.000001m), meskipun ada klasifikasi yang menyatakan bahwa batas atas lempung adalah 0.005 m (ASTM) (Das Braja M, 1988). Air sangat mempengaruhi sifat tanah lempung, karena butiran dari tanah lempung sangat halus. Dalam suatu partikel lempung yang ideal, muatan positif dan negatif berada dalam posisi seimbang, selanjutnya terjadi substitusi isomorf dan kontinuitas perpecahan susunannya, sehingga terjadi muatan negatif pada permukaan partikel kristal lempung. Salah satu cara untuk mengimbangi muatan negatif, partikel tanah lempung menarik muatan positif (kation) dari garam yang ada di dalam air. Hal ini disebut dengan pertukaran ion-ion. Dadang Rukmana (2011) menjelaskan bahwa jenis mineral clay berdasarkan analisis kimiawinya, yaitu : 1. Montmorillonite atau Smectite

Setiap unit-unit struktur/kristal montmorillonite yang ukurannya sekitar Angstrom bisa mencapai dua kalinya pada kondisi terhidrasi. Derajat hidrogen (swelling affinity) tergantung pada jenis kationnya dan komposisi airnya.

2. Illite Partikel-partikel illite berbentuk panjang (rambut) dan montmorillonite berbentuk

pipih. Ukuran bervariasi, mulai dari yang lebih kecil dari 1 micron sampai beberapa micron.

3. Kaolinite Kaolinite tidak swelling pada kondisi dalam formasi. Pengelompokkan partikel-partikel kaolinite biasanya berbuku-buku. Bentuk partikelnya lebih teratur (persegi).

4. Chlorite Chlorite tidak menyerap air. Bentuk partikel adalah pipih.

5. Attapulgite Attapulgite mempunyai struktur sheet yang tidak teratur. Unit sheet-nya berkemampuan melakukan pertukaran kation dan menyerap molekul H2O tetapi dalam jumlah yang terbatas sehingga derajat swelling-nya rendah. Bentuk partikel-partikelnya panjang mirip jarum.

6. Mixed-layer Clay Mineral ini sesungguhnya kumpulan ikatan sejumlah unit layer dari beberapa jenis clay. Ikatan antar layer sangat kuat. Mineral ini bukan campuran partikel-partikel clay yang tidak sejenis. Kalau campuran/kumpulan beberapa jenis clay mudah dipisah tetapi mixed-layer merupakan jenis mineral clay tersendiri.

Air tawar menyebabkan mineral clay mengembang, clay yang berada pada permukaan batuan akan menyumbat aliran fluida pada formasi sehingga menyebabkan penurunan permeabilitas. Pengembangan clay seperti montmorillonite, mengembang akibat adanya air tawar dan menghambat aliran fluida. Partikel clay seperti kaolinit dan illit, dapat terlepas selama air mengalir, terutama ketika aliran salt water menjadi fresh water. Hasil dari pergerakan partikel clay yang akhirnya menghalangi dan membatasi pori yang terbuka, dimana mereka dapat mengurangi permeabilitas dan aliran fluida (Muecke, 1979). Pengurangan permeabilitas ini disebut clay-particle migration permeability damage. Clay yang mengembang juga dapat bermigrasi saat kontak dengan air tawar (Khilar, 1983). Salah satu cara yang dapat dilakukan untuk menaikkan kembali produksi sumur akibat swelling clay adalah stimulasi KOH. KOH dapat menstabilkan clay (menyusutkan ukuran clay yang mengembang ) sehingga pori-pori yang terhalang oleh clay swelling dapat mengalirkan kembali fluida sehingga dapat meningkatkan laju alir produksi. Penerapan stimulasi KOH dapat dilakukan pada sandstone. Dalam menstabilkan clay, KOH juga dapat diterapkan pada suhu dan salinitas yang tinggi. Harga senyawa KOH juga terbilang murah dan sangat ekonomis jika



diterapkan pada sumur produksi yang mengalami kerusakan. Sydansk (1984) menjelaskan hal-hal yang dipertimbangkan untuk mengoptimalkan stimulasi KOH adalah sebagai berikut : 1. Suhu

Treatment akan lebih efektif apabila dilakukan pada suhu reservoir yang rendah.

2. Konsentrasi KOH Semakin besar peningkatan konsentrasi KOH maka akan semakin efektif treatment yang dilakukan.

3. Waktu kontak KOH Treatment pada waktu yang lebih sedikit akan jauh lebih efektif daripada treatment pada waktu yang lebih lama.

4. Aliran Sebaiknya mempertahankan laju alir yang konstan selama perawatan. Laju aliran yang berlebihan harus dihindari karena secara substansi membutuhkan KOH yang lebih banyak tanpa memberikan manfaat tambahan.

Dalam melaksanakan stimulasi KOH, perlu diperhatikan beberapa hal yang mendasari keberhasilan operasi. Treatment terdiri atas injeksi larutan yang berisi KOH, dengan cara preflush dan postflushes (Sydansk, 1984). 1. Preflush

Tujuan utama dari preflush adalah untuk melarutkan mineral-mineral carbonate pada formasi sebelum menginjeksikan KOH. Fluida yang digunakan adalah KCL. Fuida ini akan membersihkan kotoran di sekitar lubang sumur sehingga fluida hidrokarbon akan mudah mengalir masuk ke dalam lubang sumur.

2. Postflushes Tujuan utama dari tahapan main KOH adalah menetralkan clay swelling yang menghalangi permeabilitas di sekitar lubang sumur, menyumbat perforasi atau gravel pack.

KOH di dalam air akan terurai menjadi ion K+ dan OH-. Dalam menstabilkan mineral clay, ion-ion K+ akan menggantikan kedudukan ion Na+. Sehingga di dalam lempeng clay ion K+ akan terikat jauh lebih kuat dibandingkan antara ion Na+ dengan lempeng clay (clay dengan air), sehingga daya tolak-menolak antara partikel lempeng clay di dalam air akan berkurang. Semakin kuat daya tarik menarik antar clay maka akan semakin banyak air yang terbebas ke luar. Studi ini membahas mengenai pengaruh stimulasi KOH terhadap peningkatan produksi setelah terjadinya penurunan produksi pada sumur SIB 1, SIB 2, dan SIB 3.

PERMASALAHAN Sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 mengalami penurunan produksi akibat pengembangan clay. Pengembangan clay pada sumur – sumur tersebut terjadi karena aktivitas pemboran yang membawa partikel clay ke formasi. Clay menempel pada batuan dan adanya kontak terhadap air menyebabkan clay mengembang dan dapat menghambat laju alir fluida ke sumur. Untuk kembali meningkatkan produksi sumur tersebut maka dilakukan stimulasi KOH. Analisis stimulasi KOH dilakukan untuk mengetahui keberhasilan stimulasi tersebut dalam memperbaiki formation damage dan meningkatkan produksi sumur.

METODOLOGI Pemilihan kandidat sumur didasarkan pada penurunan laju produksi sumur dan penyebab terjadinya penurunan produksi sumur tersebut yang disebabkan oleh clay yang mengembang (clay swelling). Sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 merupakan sumur yang mengalami penurunan produksi akibat clay swelling. Metode yang digunakan dalam penelitian adalah metode penelitian lapangan. Data yang digunakan merupakan data sekunder, informasi diperoleh dari teori dan jurnal-jurnal penelitian serta data-data perusahaan yang berkaitan dengan penelitian, seperti: data karakteristik reservoir, data produksi sumur, data sejarah sumur, data pengerjaan sumur Untuk mengatasi masalah yang terjadi pada sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 dilakukan stimulasi KOH. Analisis keberhasilan stimulasi KOH diperoleh dengan membandingkan nilai productivity index dan laju alir maksimum sebelum dan sesudah dilakukannya stimulasi KOH. Nilai productivity index, laju alir maksimum dan performance sumur ditentukan dengan menggunakan data yang diperoleh dari test. Adapun persamaan yang digunakan untuk menentukan nilai productivity index adalah sebagai berikut:

Productivity Index (PI) = 𝑅𝑎𝑡𝑒

(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) (1) Laju alir maksimum dan performance sumur diperoleh dengan menggunakan persamaan Vogel.

Qmax = 𝑞𝑏 + � 𝑄𝑓×𝑃𝑏1,8×(𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓)

� (2)



HASIL DAN ANALISIS a. Analisis Stimulasi KOH pada sumur SIB 1 Stimulasi KOH pada sumur SIB 1 dilakukan pada 1650’ SD di kedalaman 1686-1689 ft dengan memompakan 200 BFW ditambah KOH dengan konsentrasi 2% sebanyak 10 sack. Adapun data sumur yang digunakan terdapat pada tabel 1 berikut:

Data Sumur SIB 1 Nilai Rate (BFPD) 243 bbl Static Fluid Level (SFL) 359 ft Working Fluid Level (WFL) 645 ft Top Perforasi 1686 ft Bottom Perforasi 1689 ft SGwater 1.04 Water cut 97 % API 36

Berdasarkan laju produksi sebelum dan setelah stimulasi terhadap sumur SIB 1 didapatkan hasil sebelum dan sesudah stimulasi seperti pada gambar 1. Dari grafik jelas terlihat perbedaan yang terjadi sebelum dan sesudah stimulasi KOH dilakukan. Sebelum dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 7.29 BOPD. Setelah dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 23.9 BOPD.

Gambar 1. Grafik Laju Alir Minyak Sebelum dan

Sesudah Stimulasi KOH pada Sumur SIB 1

Perbandingan kurva IPR sebelum dan sesudah stimulasi dapat dilihat pada gambar 2

Gambar 2 Kurva IPR Sebelum dan Sesudah

Stimulasi KOH pada Sumur SIB 1 Penentuan IPR sebelum dan sesudah stimulasi dilakukan dengan terlebih dahulu menentukan nilai tekanan reservoir, tekanan dasar sumur dan PI. Dengan menggunakan persamaan 2 diperoleh nilai laju alir fluida maksimum (Qmaks) sebelum stimulasi 816.8 BFPD dan setelah stimulasi 1606.81 BFPD. Kurva IPR merupakan hasil plot antara tekanan dasar sumur dengan laju alir hasil perhitungan menggunakan persamaan 2. Laju produksi fluida (Qf) sebelum dilakukan stimulasi sebesar 243 BFPD dengan water cut 97 %. Setelah stimulasi laju produksi fluida (Qf) sebesar 478 BFPD dengan water cut 95 %. Dari grafik diatas diperoleh perubahan laju produksi yang menjadi semakin besar setelah dilakukan stimulasi KOH, maka dapat disimpulkan bahwa stimulasi yang dilakukan pada sumur SIB 1 ini berhasil meningkatkan hasil produksi menjadi lebih besar. Productivity Index sumur SIB 1 sebelum dilakukan stimulasi adalah 1.90 BFPD/Psi. Setelah stimulasi menjadi 3.73 BFPD/psi. Nilai Productivity Index untuk sebelum dan setelah stimulasi KOH diperoleh dengan perhitungan menggunakan persamaan 1. Data swabbing digunakan dalam perhitungan tersebut. Sebelum dilakukan stimulasi, setiap 1 Psi sumur kehilangan tekanan maka produksi yang dihasilkan adalah 1,90 BFPD dan setelah stimulasi menjadi 3,73 BFPD. b. Analisis Stimulasi KOH pada sumur SIB 2 Stimulasi KOH pada sumur SIB 2 dilakukan pada 1650’ SD di kedalaman 1812-1817 ft dengan memompakan 200 BFW ditambah KOH dengan konsentrasi 2% sebanyak 10 sack. Berdasarkan laju produksi sebelum dan setelah stimulasi terhadap sumur SIB 2 didapatkan hasil sebagai berikut:



Gambar 3. Grafik Laju Alir Minyak Sebelum dan

Sesudah Stimulasi KOH pada Sumur SIB 2 Sebelum dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 2.36 BOPD. Setelah dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 4.98 BOPD. Laju alir produksi fluida (Qf) sebesar 118 BFPD dengan water cut 98 %. Setelah stimulasi laju produksi fluida (Qf) sebesar 166 BFPD dengan water cut 97 %. Productivity Index sumur SIB 2 sebelum dilakukan stimulasi adalah 0.93 BFPD/Psi. Setelah stimulasi menjadi 1.31 BFPD/psi. Artinya sebelum dilakukan stimulasi, setiap 1 Psi sumur kehilangan tekanan maka produksi yang dihasilkan adalah 0.93 BFPD dan setelah stimulasi menjadi 1.32 BFPD. Berdasarkan harga Productivity Index tersebut mengindikasikan adanya peningkatan kemampuan formasi untuk mengalirkan fluida. Data sumur SIB 2 yang dipergunakan untuk perhitungan adalah sebagai berikut:

Tabel 2. Data Sumur SIB 2 Data Sumur SIB 2 Nilai

Rate (BFPD) 118 bbl Static Fluid Level (SFL) 334 ft

Working Fluid Level (WFL) 617 ft

Top Perforasi 1812 ft

Bottom Perforasi 1817 ft

SGwater 1,04

Water cut 98%

API 36

Persamaan – persamaan dan metode yang dipergunakan untuk perhitungan laju alir fluida, productivity index dan kurva IPR pada sumur SIB 2 sama dengan yang digunakan sumur SIB 1. Adapun perbandingan kurva IPR sebelum dan sesudah dilakukan stimulasi KOH dapat dilihat pada gambar di bawah ini:

Gambar 4. Grafik IPR Sebelum dan Sesudah

Stimulasi KOH pada Sumur SIB 2

Pada gambar 4 terlihat nilai laju alir fluida maksimum (Qmaks) sebelum stimulasi 464.5 BFPD dan setelah stimulasi 653.5 BFPD. c. Analisis Stimulasi KOH pada sumur SIB 3 Stimulasi KOH pada sumur SIB 3 dilakukan pada 1650’ SD di kedalaman 1510-1525 ft dengan memompakan 200 BFW ditambah KOH dengan konsentrasi 2% sebanyak 26 sack. Berdasarkan laju produksi sebelum dan setelah stimulasi terhadap sumur SIB 3 didapatkan hasil sebelum dan sesudah stimulasi seperti yang tertera pada gambar 5. Dari hasil pembacaan grafik jelas terlihat perbedaan yang terjadi sebelum dan sesudah stimulasi KOH dilakukan. Sebelum dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 4.88 BOPD. Setelah dilakukan stimulasi KOH diperoleh laju produksi minyak (Qo) sebesar 9.09 BOPD. Laju produksi fluida (Qf) sebelum dilakukan stimulasi sebesar 244 BFPD dengan water cut 98 %. Setelah stimulasi laju produksi fluida (Qf) sebesar 303 BFPD dengan water cut 97 %. Productivity Index sumur SIB 3 sebelum dilakukan stimulasi adalah 1.58 BFPD/Psi. Setelah stimulasi menjadi 1.98 BFPD/psi. Perbandingan kurva IPR dapat dilihat pada gambar 6. Nilai laju alir fluida maksimum (Qmaks) sebelum stimulasi 615.42 BFPD dan setelah stimulasi 764.24 BFPD. Sebagaimana sumur SIB 2, persamaan – persamaan dan metode yang dipergunakan untuk perhitungan laju alir fluida, productivity index dan kurva IPR pada sumur SIB 3 sama dengan yang digunakan sumur SIB 1. Data sumur SIB 3 yang dipergunakan terdapat pada tabel 3



Tabel 3. Data Sumur SIB 3 Data Sumur SIB 2 Nilai Rate (BFPD) 244 bbl

Static Fluid Level (SFL) 426 ft

Working Fluid Level (WFL)

770 ft

Top Perforasi 1510 ft

Bottom Perforasi 1525 ft

SGwater 1.04

Water cut 98%

API 38

Gambar 5. Grafik Laju Alir minyak sebelum dan

sesudah Stimulasi KOH pada sumur SIB 3

Gambar 6. Grafik IPR sebelum dan sesudah

stimulasi KOH sumur SIB 3

KESIMPULAN DAN SARAN

1. Pelaksanaan stimulasi KOH pada sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 berhasil menstabilkan clay swelling yang ditandai dengan terjadinya peningkatan laju alir produksi sumur SIB 1 sebesar SIB 1 227.8 %, SIB 2 sebesar 111.86 % dan SIB 3 sebesar 102.9 %.

2. Nilai PI dan Q maks sumur SIB 1, SIB 2 dan SIB 3 juga meningkat. PI pada sumur SIB 1 dari 1.90 BFPD/psi meningkat menjadi 3.73 BFPD/Psi, sumur SIB 2 dari 0.93 BFPD/psi menjadi 1.31 BFPD/Psi dan sumur SIB 3 dari 1.58 BFPD/psi menjadi 1.96 BFPD/Psi. Laju alir maksimum pada sumur SIB 1 dari 816.8 BFPD menjadi 1606.81 BFPD, pada sumur SIB 2 dari 464.5 BFPD menjadi 653.49 BFPD dan pada sumur SIB 3 dari 615.42 BFPD menjadi 764.24 BFPD.

REFERENSI / DAFTAR PUSTAKA

Ching H. Yew. (1978). Mechanics of hydraulic Fracturing. Texas: Gulf Publishing Company.

Das B.M. (1995). Mekanika Tanah (Jilid I). Jakarta: Penerbit Erlangga.

Hardikin, M.I., Indriyono, E.S & Haryono. (2009). Perendaman paraffin solvent sebagai upaya peningkatan produksi sumur minyak di lapangan tapian timur. Simposium Nasional IATMI 2009, Bandung, Indonesia.

Khilar, K.C & Fogler, H.S. (1983). Water sensitivity of sandstone. Society of Petroleum Engineers Journal, 55-64.

Moore, E.W., Crowe, C.W., & Hendrickson, A.R. (1965). Formation, Effect and prevention of asphaltene sludges during stimulation treatments. Journal of Petroleum Technology, 1023-1028.

Muecke, T.W. (1979). Formation fines and factors controlling their movement in porous media. Journal of Petroleum Technology,144-150.

Rukmana, D., Kristanto, D & Aji, V.D.C. (2011). Teknik reservoir teori dan aplikasi. Yogyakarta: Percetakan Pohon Cahaya.

Schechter, R.S. (1992). Oil Well Stimulation. New Jersey: A Simon & Schuster Company.

Sydanks, R.D. (1984). Stabilizing clays with potassium hydroxide. Journal of Petroleum Technology, 1366-1374.

Team Majalah Petro - trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id

Documents

Transcript of Team Majalah Petro - trijurnal.lemlit.trisakti.ac.id