1
EVALUSI WATER SHUT OFF DAN MEMBUKA LAPISAN BARU
SUMUR BAGONG01 DI LAPANGAN LESMA
SKRIPSI
Oleh :
DIKA LATIEF LESMANA
201610255005
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS BHAYANGKARA JAKARTA RAYA
2021
2
LEMBAR PENGESAHAN
Judul Skripsi : Evaluasi Water Shut Off dan Membuka Lapisan Baru Sumur
Bagong01 Di Lapangan Lesma
Nama Mahasiswa : Dika Latief Lesmana
Nomer Pokok Mahasiswa : 201610255005
Program Studi/ Fakultas : Teknik Perminyakan / Teknik
Tanggal Lulus Ujian Skripsi :
Bekasi,
MENGESAHKAN,
Ketua Tim Penguji : Abdullah Rizky Agusman, ST, MT
NIDN : 0306098005
Penguji 1 :
Penguji 2 :
Ketua Program Studi Dekan
Teknik Perminyakan Fakultas Teknik
Abdullah Rizky Agusman, ST, MT Dr.Ismaniah S.Si,,M.M
NIDN : 0306098005 NIDN : 0309036503
2
ABSTRAK
Dika latief lesmana, 201610255005, “Evaluasi Water Shut Off dan Membuka
Lapisan Baru Sumur Bg01 di Lapangan Lesma, Didalam kegiatan eksploitasi
minyak dan gas bumi di Sumur Bg01, Sumur yang sudah berproduksi lama
sehingga terdapat satu masalah yang dimana persentase kandungan air sumur
produksi cenderung semakin naik dibanding persentase kandungan minyak dan gas
terproduksi adapun perbaikan yaitu dilakukan dengan menggunakan metode water
shut off dengan menutup lubang perforasi existing dan membuka lubang perforasi
baru yang berada dilapisan sama. Ataupun menutup lubang perforasi existing yang
terindikasi menyebabkan kenaikan water cut dan memproduksi bagian perforasi
lainnya. Dengan menutup lapisan tersebut diharapkan water cut mengalami
penurunan sehingga akan menaikan produksi minyak dan gas.
Kata kunci : Mampu meredam air, kerja ulang pindah lapisan, meningkatkan
produksi.
2
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada tuhan yang maha esa yang telah memberikan rahmat dan
hidayah-Nya sehingga penulisan proposal skripsi yang berjudul “Evaluasi Water
Shut Off dan Membuka Lapisan Baru Sumur Bagong di Lapangan lesma” dapat
diselesaikan. Adapun tujuan dari penulisan skripsi ini adalah sebagai pengajuan
judul penilitian di semester 10 pada Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas
Teknik di Universitas Bhayangkara Jakarta Raya.
Skripsi ini disusun berdasarkan pengetahuan yang didapat dari hasil
observasi, wawancara serta pengumpulan data primer dan sekunder di perusahaan
X, Baik yang langsung didapat maupun dari referensi buku dan modul yang ada.
Dalam penyusunan skripsi ini, penulisan memperoleh bimbingan serta
bantuan dari berbagai pihak. Maka pada kesempatan ini penulis ingin
menyampaikan ucapan terima kasih kepada :
1. Ibu Ismaniah, S.Si., MM. Selaku Dekan Fakultas Teknik Universitas
Bhayangkara Jakarta Raya.
2. Bapak Abdullah Rizky Agusman, ST., MT. Selaku Ketua Program Studi
Teknik Perminyakan Universitas Bhayangkara Jakarta Raya
3. Kepada Bapak/Ibu dosen terutama dosen pembimbing saya Bpk Nugroho
Marsyanto ST MT yang telah banyak memberi dukungan dan bantuan
akademis dalam penulisan ini.
4. Kedua Orang Tua, Ayah dan Ibu beserta keluarga besar yang tidak ada
hentinya untuk memberikan semangat cinta dan spiritual.
5. Teman-teman Teknik dan Fakultas lain Universitas Bhayangkara Jakarta
Jaya, terutama Teman-teman Teknik Perminyakan angkatan 2016 yang
selalu memberi semangat dalam menyelesaikan penulisan proposal skripsi
ini.
2
Penulis sampaikan rasa maaf yang sebesar-besarnya, bila dalam
penyusunan proposal skripsi ini masih banyak kekurangan dan kesalahan. Untuk
itu penulis sangat mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun. Terima
Kasih.
Majalengka, April 2021
Penulis
Dika latief Lesmana (201610255005)
2
DAFTAR ISI
LEMBAR
PENGESAHAN
.....................................................................................................
i
KATA
PENGANTAR
.....................................................................................................
ii
DAFTAR
ISI
............................................................................................................
............................................................................................................
iii
DAFTAR
GAMBAR
............................................................................................................
iv
DAFTAR
TABEL
............................................................................................................
v
BAB 1 PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
2
................................................................................................................. 1
1.2 Rumusan Masalah ................................................................................................................. 2
1.3 Batasan Masalah ................................................................................................................. 2
1.4 Tujuan Penelitian ................................................................................................................. 2
1.5 Hasil Yang Dicapai ................................................................................................................. 3
1.6 Manfaat Penelitian ................................................................................................................. 3 1. Bagi
Perusahaan ........................................................................................................... 3
2. Bagi Mahasiswa ........................................................................................................... 3
3. Bagi Perguruan Tinggi ........................................................................................................... 3
BAB II KAJIAN PUSTAKA, KERANGKA PEMIKIRAN DAN HIPOTESIS
2.1 Geologi Regional ................................................................................................................... 4
2.2 Primary Recovery ................................................................................................................... 8
2
a. Natural Flow ................................................................................................................... 8
b. Artifical Lift ................................................................................................................... 8 ...................................................................................................................
2.3 Secondary Recovery ................................................................................................................... 8
2.4 Tertiary Recovery ................................................................................................................... 9
2.5 Sejarah produksi lapangan dan produksi sumur ................................................................................................................... 9
2.6 Data Log dan Komplesi Sumur ................................................................................................................... 12 ...................................................................................................................
2.7 Faktor-faktor Penurunan Produksi Sumur Minyak dan gas ................................................................................................................... 12
2.8 Penyebab Penurunan Produksi Sumur Bagong01 ................................................................................................................... 13
2.9 Pemilihan Metode-metode untuk menanggulangi kelebihan air ................................................................................................................... 14
2.10 Operasi Water Shut Off ................................................................................................................... 16
2.11 Hasil Water Shut Off ................................................................................................................... 17
2
a. Pengetesan Hasil Water Shut Off ................................................................................................................... 17
b. Pengetesan Lapisan Baru ................................................................................................................... 18
c. Hasil Produksi Sebelum dilakukan perforasi ................................................................................................................... 19
d. Hasil Produksi Sesudah Perforasi ................................................................................................................... 20
BAB III METODE PENELITIAN 3.1 Jenis Penelitian
1. Data Primer ........................................................................................................... 21
2. Data Sekunder ........................................................................................................... 21
3.2 Teknik Pengumpulan Data ................................................................................................................. 21 3.2.1 Studi Lapangan
....................................................................................................... 21
3.2.2 Teknik ke Perpustakaan ....................................................................................................... 22
DAFTAR GAMBAR
2
Gambar 2.1 Konfigurasi Cekungan
Salawati
............................................................................................................
5
Gambar 2.2 Pola Strultur di Salawati
Basin
............................................................................................................
6
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Tabel 2.1 Petroleum System cekungan salawati (Satyana,2003)
............................................................................................................
7
Tabel 2.2 Daftar lapangan & (B) Struktur Temuan yang ada di JOB Pertamina-
PetroChina
Salawati
............................................................................................................
7
Tabel 2.11.3 Produksi Sumur Sebelum
Perforasi
............................................................................................................
19
Tabel 2.11.4 Produksi Sumur Sesudah
Perforasi
............................................................................................................
20
2
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Sebagian besar produksi sumur yang sudah berproduksi lama di indonesia
memiliki banyak kandungan air yang ikut terproduksi bersama minyak dan gas
(water cut). Pada aktivitas monitoring sumur berproduksi yang dimana sumur
tersebut natural flow, dan Artificial lift.
Dampak dengan naiknya laju alir air akan mengakibatkan :
1. Menurunnya produksi sumur minyak dengan naiknya produksi air.
2. Meningkatnya biaya operasional pengolahan air terproduksi.
3. Terhalangnya laju alir minyak terhadap laju alir air.
Sehingga untuk mengantisipasinya hal ter tersebut maka perlu diperlukan
perawatan sumur yaitu salah satunya kegiatan water shut off.
Water Shut Off merupakan kegiatan perawatan sumur (Well Service) atau kegitan
kerja ulang pindah lapisan (Work Over). Water Shut Off merupakan salah satu
metode memperbaiki masalah pada sumur berproduksi yang dimana sumur tersebut
memiliki kandungan produksi air yang sangat besar sehingga laju alir minyak
sedikit, Teknologi dalam water shut off ini selalu mengikuti perkembangan jaman
akan tetapi selalu terhalang biaya dan kapasitasnya seperti rig yang digunakan pada
kegiatan water shut off tidakmemakai Drilling Rig, tetapi memakai Rig Work Over.
Peralatan yang digunakan pada saat perawatan sumur ialah :
1. Coiled Tubing Unit.
2. Work Over Rig.
2
Metode yang berpengaruh untuk untuk meningkatkan Gain (perolehan minyak
dan gas) adalah perforasi, zone change. Sedangkan untuk mengurangi produksi air
dan pasir dilakukan isolasi seperti kegiatan water shut off, sand screen, dan sand
consolidation.
1.2 Perumusan Masalah
Perumusan masalah dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Menganalisa kenaikan air yang ikut terproduksi di sumur dan kandungan air
pada sumur.
2. Mengevalusi dan mengkaji kembali data log pada sumur produksi untuk
alternative membuka zona perforasi baru.
3. Melakukan perencanaan menutup atau menurunkan laju alir air dengan metode
water shut offI.
1.3 Batasan Masalah
Dalam penulisan Proposal Skripsi ini hanya membatasi focus permasalahan
mengenai proses sebagai berikut :
1. Mengatasi zona air yang berlebihan.
2. Menentukan metode water shutt off yang cocok untuk sumur tersebut.
3. Mengevaluasi keekonomian sumur.
1.4 Tujuan Penelitian
Adapun tujuan dari penulisan skripsi ini adalah sebagai berikut :
1. Menutup perforasi atau formasi yang memiliki water cut tinggi.
2. Meningkatkan produksi minyak
3. Memilih metode water shut off yang tepat
4. Meningkatkan keekonomian sumur.
2
14
14
1.5 Hasil Yang Dicapai
Dengan mengikuti ini diharapkan dapat memperoleh hasil pencapaian antara
lain:
1. Menurunkan produksi air dengan menutup zona formasi air.
2. Meningkatkan produksi minyak.
3. Menambah keekonomian sumur.
1.6 Manfaat Penelitian
Adapun manfaat-manfaat yang diharapkan dari pelaksanaan ini adalah:
1. Bagi Perusahaan
Hasil analisa dan penelitian yang dilakukan selama penelitian dapat menjadi
bahan masukan bagi perusahaan untuk menentukan kebijaksanaan perusahaan di
masa yang akan dating serta sebagai sarana untuk menjembatani hubungan
kerjasama antara perusahaan dengan instansi pendidikan di masa yang akan datang,
khususnya mengenai recruitment tenaga kerja.
2. Bagi Mahasiswa
Mahasiswa dapat mengetahui secara lebih mendalam tentang kenyataan
yang ada dalam dunia industri, sehingga nantinya diharapkan mampu menerapkan
ilmu yang telah didapat dalam bidang industry Migas serta menambah wawasan,
pengetahuan, dan pengalaman sebagai generasi terdidik untuk terjun dalam
masyarakat terutama di lingkungan industri.
4. Bagi Perguruan Tinggi
Sebagai tambahan referensi khususnya mengenai perkembangan industry
Migas di Indonesia tentang proses dan teknologi yang mutakhir serta dapat
digunakan oleh pihak-pihak yang memerlukan,
15
BAB II
LANDASAN TEORI
2.1 Geologi Regional
Blok Salawati Kepala Burung berada di Cekungan Salawati, Papua Barat.
Struktur Geologi saat ini yang berkembang di Cekungan Salawati merupakan
produk dari tumbukan 3 lempeng tektonik besar, lempeng Indo-Australia, lempeng
Pasifik - Filipina dan Lempeng Eurasia. Cekungan Salawati sendiri dibatasi oleh
Sesar Sorong pada bagian Utara dan bagian Barat, tinggian Ayamaru Plat-form
dibagian Timur serta tinggian Misool-Onin-Kumawa Ridge dibagian Selatan.
Gambar 2.1 Konfigurasi Cekungan Salawati
Arah struktur yang berkembang di Salawati Basin berarah northeast-
southwest yang dominan merupakan sesar turun geser (Gambar 2.2). Hasil dari
pola northeast-south west tersebut menghasilkan rezim transtensional pullapart
yang terbentuk pada Pliocene.
16
Gambar 2.2 Pola Struktur di Salawati Basin
Sejarah Cekungan Salawati dapat ditelusuri kembali ke waktu Paleozoikum
ketika basement kontinental yang terdiri dari Siluro-Devonian Kemum
Metamorphics dan Carbo-Permian Aifam sedimen paralik non-laut menjadi bagian
dari margin utara benua Australia. Secara umum Stra- tigraphy di Cekungan
Salawati dapat Petroleum System yang terbukti di Salawati Basin sampai dengan
saat ini adalah di level Tertiary dengan target reservoir utama adalah formasi Kais
yang berumur Miosen, sedangkan potensi lain yang menjadi reservoir lain adalah
batu gamping Textularia II dan U marker. Hingga saat ini, produksi minyak dan
gas di Salawati Basin berasal dari formasi Kais. Selain formasi Kais, di daerah Blok
Arar terbukti ada potensi dari formasi Klasaman. Hasil test sumur Terumbu-1 yang
dibor pada tahun 1989 dengan hasil test 4 MMCFD pada lapisan Klasaman
limestone.
Minyak yang dihasilkan dari Kais dan reservoir yang lebih muda
(KlasamandanTextularia) berdasarkan analisis geokimia baik dari sampel minyak
dan litologi berasal dari serpih dan batu gamping Miosen / mudstones.
17
Potensi Petroleum system lain adalah Pre Kais play dan Pre Tersier play.
Kedua play tersebut merupakan play yang potensial di eksplorasi yang akan datang.
Acuan yang dapat digunakan untuk menilai keberadaan kedua play tersebut adalah
keberhasilan Pra-tertiary play di Bintuni Basin.dibagi menjadi dua bagian, yaitu
Stratigraphy bagian Barat dan bagian Timur.
Gambar 2.3 menunjukan Petroleum Chart untuk Salawati Basin, dimana
terlihat untuk level tertiary komponen petroleum system telah terdefinisi dengan
baik, terutama untuk umur Miocene dan umur lebih muda. Dari chart tersebut
terlihat untuk Level Pre-Kais (UmurPaleogene) dan Level Pre-tertiary belum dapat
terdefinisi dengan baik. Potensi inilah yang harus dapat dikelola dengan baik
melalui kegiatan eksplorasi yang intensif dan komprehensif.
Tabel 2.1 Petroleum System cekungan salawati (Satyana,2003)
18
Potensi dan sumber daya hidrokarbon sampai dengan januari 2018, Blok
Kepala Burung mempunyai 12 lapangan meliputi 10 lapangan aktif dan 2 lapangan
tidak aktif (Tabel 2A) serta 5 struktur temuan (Tabel 2B).
Tabel 2.2 Daftar lapangan & (B) Struktur Temuan yang ada di JOB
Pertamina-PetroChina Salawati
Status Januari 2018, Blok Salawati ini mempunyai 78 sumur yang terdiri
dari 30 sumur produksi minyak aktif, 1 sumur produksi gas aktif, 15 sumur produksi
minyak tidak aktif, 7 sumur produksi minyak & gas tidak aktif, 14 dry hole, 7 sumur
oil shows dan 4 sumur temuan eksplorasi. Secara umum,lapangan-lapangan di blok
masih dikembangkan dengan metode primary recovery.
Blok Salawati Kepala Burung masih memungkinkan untuk dilakukan
kegiatan eksplorasi lebih lanjut untuk meningkatkan sumber daya maupun
penemuan baru. Beberapa konsep eksplorasi yang mungkin dikembangkan di Blok
Salawati Kepala Burung meliputi kegiatan eksplorasi di structural play,
stratigraphic play dan basement fracture. Secara umum, semakin besar resiko dari
konsep eksplorasi yang dikembangkan berbanding lurus dengan besarnya inplace
yang mungkin didapatkan. Gambar 2.5 menunjukan potensi petroleum play system
yang ada di Cekungan Salawati.
19
2.2 Primary Recovery
Adalah Metode untuk mengangkat minyak dari dasar permukaan menuju
keatas permukaan dengan mengandalkan tekanan reservoir dan jenis dari primary
recovery yaitu :
a. Natural Flow
Natural Flow merupakan metode bagian pengangkatan hydrokarbon dari
dasar permukaan menuju ke atas permukaan secara alami yang dimana sumur
tersebut masih memiliki tenaga yang besar sehingga tidak memerlukan peralatan
lain .
b. Artificial Lift
Artificial lift adalah salah satu bentuk sistem pengangkatan buatan yang
digunakan ketika sumur natural flow sudah tidak mampu mengangkat hydrokarbon
secara alami. Artificial lift berfungsi untuk meningkatkan laju alir produksi dan
menghidupkan kembali sumur-sumur yang mengalami penuran produksi.
2.3 Secondary Recovery
Apabila tekanan reservoir sudah tidak mampu mendorong minyak ke
permukaan sehingga perlu dilakukan tenaga tambahan. Metode yang biasa
digunakan antara lain :
a. Water Flooding
Metode water flooding ini digunakan ketika sudah melewati batas prima
recovery dimana dilakukan optimasi lain yaitu menginjeksikan air kedalam formasi
yang berfungsi untuk memberikan tenaga tambahan kedalam reservoir, Pada proses
pendesakan air akan mendesak minyak untuk mengikuti jalur-jalur arus (stream
line) yang dimulai dari sumur injeksi dan berakhir di sumur produksi.
b. Pressure Maintenance
20
Prinsip metode ini sama dengan water injection, hanya saja yang
diinjeksikan selain air ada juga gas untuk menjaga tekanan sumur agar minyak
tersapu naik ke permukaan.
2.4 Tertiary Recovery
Konsep tertiary recovery ini merupakan istilah yang digunakan untuk teknik
perolehan minyak tahap lanjut, Konsep perolehan minyak secara tersier bertujuan
untuk memobilisasi sisa minyak di sumur. Metode yang bisa digunakan antara lain
:
a. EOR (Enchanced Oil Recovery)
Suatu metode yang digunakan untuk meningkatkan cadangan minyak pada
suatu sumur dengan cara mengangkat volume minyak yang sebelumnya tidak dapat
diproduksi atau bisa dikatakan EOR ini adalah optimasi pada suatu sumur produksi
agar minyak-minyak yang kental bisa diangkat ke permukaan.
2.5 Sejarah Produksi Lapangan dan Produksi Sumur
JOB Pertamina-PetroChina Salawati sebagai Kontraktor Kontrak Kerja
Sama (KKKS) antara Pertamina dan Trend Kepala Burung Ltd. Didirikan pada 23
April 1990 dengan Blok Kepala Burung Salawati di Propinsi Papua Barat.
Komposisi kepemilikan terdiri dari 50% Pertamina Hulu Energi Salawati,
16,7858% PetroChina Int. Kepala Burung Ltd., 14,5122% RHV Salawati Island
BV, dan 18,7020% Petrogas (Island) Ltd.
Lapangan Matoa ditemukan pada Agustus 1991 dengan sumur pertama
SEO-1X (selanjutnya disebut sebagai Matoa-01) di pulau Salawati Kabupaten
Sorong Papua Barat. Plan of Development(POD) Lapangan Matoa disetujui oleh
PERTAMINA-BPPKA pada tanggal 22 september 1992.
Pengembangan dan komersialitas lapangan dilaksanakan mulai awas tahun
1993. JOB P-PS memiliki Lapangan Matoa, SWO, NEO, Anak, Argo, NE Aja dan
Bagong di daratan dan TBA di lepas pantai Papua.Produksi pertama 304 bopd pada
21
bulan September 1992 lalu mencapai 1.387 bopd pada bulan Januari 1993. Produksi
puncak 9.752 bopd pada bulan Juni 1994 . Tahun 2018 produksi mencapai 1.566
bopd.Kantor pusat JOB P-PS di menara kuningan, 17th Floor. Jl. HR. Rasuna Said
Blok X-7 Kav 5, Jakarta 12940. Kantor di lapangan beralamat di Matoa Base Camp,
Pulau Salawati, Distrik Salawati Selatan, Kabupaten Sorong Papua Barat.
2.5.1 Profil Sumur Bagong01
Started : August 28, 2007 at 18:00 hrs
Completed : Dec 27, 2007
On Prod : May 08, 2008
Initial Prod : 540 BPOD
Casing : 30” @ 100’KB
20” @ 325’KB
13-3/8” @1,518’KB
9-5/8” @ 5,996’ KB
7” @ 10,262’ KB
5” @ 11,824’ KB (TOL 10,084’ KB)
Perforations : 10,940 – 10,970 KB
BHP : 3,994 psi
Temperature : 290°F
Last date service : Aug 28, 2019 RIH NH-AR2 (4400-5000) / 186
(32 x 6 ) STG’s/330 HP, PS @ 6,800 ft.
KB ; 126’
Kai : 10,260’KB ( 10,134’SS )
In.Kais : 10,879’KB ( 10,753’SS )
TD : 11,826’ KB (-10,700 SS )
To be installed (Desigen)
Pump : New NH-AR2(4400-5000)/ 186 (32 x6) STG’s
Gas separator : New N406 GS 3800 DES2 AR2 CRI 0.87’S14
22
Protector : New N406 MP LSBSB 362-406 H/406-460 B CR0 HT
HL
Motor : Rerun New N406 MP LSBSB 362-406 H/406-460 CR0 HT
HL if POOH result still in good condition,if not then use the new one
Sensor : New NDS 406 DES2 5800PAI CR0 MOD 0 HT
Surface : VSD 300KVA,480 V,60 Hz,64NI-B
Current status : Dec 3,2019 ODH – NH – AR2 ( 4400-5000)/ 186 (32x6)
STG’6/330 HP,PS @ 6,800 ft.
Last Production : ( Before ODH on Dec 28,2019): 3,097 BFPD,120
BOPD,96.1 % WC
Gas : 56 MSCFD,GLR 18 SCF/STB,WHP 290 PSI,DFL :-
ft.
2.5.2 Artificial lift / Pengangkatan buatan
Adalah salah satu metode mengangkat fluida ketika sumur sudah tidak
mampu mengangkat fluida secara alami. Artificial Lift (Pengangkatan buatan) yang
digunakan pada saat perawatan sumur dan kerja ulang pindah lapisan di lapangan
salawati salah satu diantaranya adalah sucker Road Pump :
2.5.3 Sucker Road Pump / Pompa Angguk
Sucker Road Pump banyak dikenal sebagai pompa angguk, merpakan salah
satu pengangkatan buatan (artificial lift) yang sering di dunia migas, Prinsip kerja
dari sucker road pump adalah ketika gerakan plunger kebawah (downstroke),
Satanding valve akan tertutup karena akan ditekan fluida diatasnya diatasnya,
Travelling valve terbuka karena mendapatkan dorongan dari fluida di working
barrel,Fluida bergerak masuk dari barrel ke plunger. Pada gerakan ke atas
(upstroke), travellling valve tertutup, standing valve terbuka karena efek
penghisapan, fluida masuk dari sumur working barrel karena efek penghisapan
tersebut, Working barrel digunakan untuk tempat naik dan turunnya plunger dan
sebagai tempat pengumpul cairan.kelebihan dari sucker road pump adalah sebagai
berikut :
23
Fleksibel terhadap laju produksi, jenis fluida, dan kecepatan bisa diatur.
Harganya relatif murah.
Mempunyai track record keberhasilan yang tinggi. Sedangkan kekurangan dari
sucker road pump adalah :
Berat dan butuh tempat yang luas.
Tidak baik untuk sumur miring (offshore)
Butuh unit besar sekali untuk laju produksi besar dan sumur dalam.
2.6 Data Log dan Komplesi Sumur
Kais 10,260’MD KB (10,134 TVD SS)
BAGONG-1 LOG ANALYSIS AND BAGONG-2 MUD LOG
Bagon1
Bagon2
24
25
2.7 Faktor-faktor penyebab penurunan produksi sumur minyak dan gas
a. Produksi air lebih besar dibandingkan minyak.
b. Sumur mati.
26
c. Kebocoran tubing.
d. Peralatan (artificial lift) pada sumur mengalami kerusakan.
e. Menurunnya performa sumur yang dikarenakan adanya parameter watercut
naik dan gross fluid naik turun.
Didalam kegiatan monitoring sumur berproduksi banyak menemukan
problem didalam sumur salah satunya adanya produksi air yang berlebihan
sehingga produksi laju alir air lebih cepat dibandingkan laju alir minyak.
2.8 Penyebab Produksi Sumur Bagong 01
Produksi suatu sumur tidak akan ekonomis apabila sumur produksi
memiliki banyak kandungan air yang berlebihan yang dimana kandungan air
tersebut terjadi karena :
a. Terjadi karena alamiah
Semakin lama secara alamiah semakin banyak air yang terangkat
terproduksi bersama minyak dan gas.
b. Water Coning
Produksi air suatu sumur dapat disebabkan karena telah terjadi water coning
(cone = kerucut) Water Coning adalah suatu masalah yang terjadi di reservoir yang
berhubungan bersamaan dengan pergerakan air menuju lubang perforasi (water
breakthrough). Water Fingering terjadi pada reservoir miring yaitu jika air
bergerak dan menyalip minyak yang berada di atasnya menuju bagian bawah
perforasi karena water oil contack (WOC) yang tidak stabil.
Kondisi yang menyokong terjadinya water coning adalah :
Tekanan sumur yang rendah sehinnga menyebabkan pressure drawdown
tinggi.
Sumur atau perforasi yang terlalu dekat dengan WOC.
Tidak ada permeabillity barrier terhadap aliran vertikal.
c. Water Channeling
27
Water channeling terjadi karena kerusakan pada primary cementing tersebut
mengakibatkan terbentuknya channel, melalui channel tersebut air masuk dan
terproduksi sehingga terjadi peningkatan water cut yang mengakibatkan produksi
air yang meningkat secara signifikan.
Menurunnya performa sumur yang dikarenakan adanya parameter dari
Water Cutnya naik dan Gloss fluid naik turun maka penanganan berikutnya
dilakukan dengan kegiatan Water Shut Off.
2.9 Pemilihan metode-metode untuk menanggulangi kelebihan air
Metode yang dipakai dalam menutup lapisan formasi (zona air) yang banyak
mengandung produksi air akan ditutup dengan metode sebagai berikut :
2.9.1 Kegiatan Squeeze Cementing
Merupakan kegiatan penyemenan kedua, berfungsi untuk memperbaiki
penyemenan primer atau untuk menutup zona produktif yang sudah tidak ekonomis
dengan tujuan dari kegiatan squeeze cementing adalah untuk mengetahui dan
menganalisa pekerjaan kerja ulang pindah lapisan dan kebutuhan dari pekerjaan
squeeze cementing yang dilakukan.
2.9.2 Isolated by packer
Packer untuk menyegel antara luar pipa produksi dan bagian dalam
selubung/lapisan atau dinding sumur, Prinsip kerja packer bisa digunakan sebagai
pada saat Produksi dan pada saat Service.
Adapun pada saat Produksi
Alat yang tetap berada didalam sumur sampai aktivitas produksi selesai.
Adapun pada saat Service
Digunakan pada saat service sumur seperti sementara pada saat kegiatan cementing,
pengasaman, rekahan (hydrolik fracturing) serta pengujian sumur.
2.9.3 Water Chemical Gel
Pelaksanaan water shut off dapat dilaksanakan dengan water chemical gel,
yaitu proses pembentukan Gel campuran dari polimer seal dan Crosslinker.
28
Polimer seal
Penginjeksian larutan kimiawi dalam proses memperoleh minyak yang sering
digunakan pada kegiatan EOR (enchanced oil recovery) dan kegiatan water shut
off. Polimer seal cepat meningkatkan fluida pendesak (air) dan berperan dalam
mendorong fluida naik, Polimer dapat terlarut dalam air sehingga berfungsi untuk
meningkatkan mobility ratio sehingga aliran air tidak akan mendahului minyak
seperti teori dalam EOR. Jenis-jenis polimer seal yang sering digunakan pada
kegiatan water shut off yaitu Pdvsa, Pam, Phpa.
Crosslinker
Adalah zat tambahan yang digunakan pada polimer seal yang dapat
mempercepat proses terjadinya gel sehingga di kombinasikan dengan polimer seal,
Merupakan komposisi yang paling efektif dalam polimer gel. Jenis jenis crosslinker
yang sering digunakan pada proses water shut off yaitu Cr Al 2r sehingga
dikondisikan pada suhu 40 C - 60 C.
2.9.4 Cement Slurry Plug
Adalah kegiatan menempatkan bubur semen kedalam sumur dengan tujuan
agar terciptanya :
Membuat base untuk kegiatan open hole
Untuk mengatasi lost circulation selama aktivitas drilling
Menutup zona yang sudah tidak produktif
Untuk menutup zona air yang terletak dibawah zona minyak dengan tujuan
untuk open hole completion.
Adapun kegagalan dalam pekerjaan cement plug adalah sebagai berikut :
Mud removal yang buruk
Cement slurry yang tidak stabil
29
Volume slurry yang tidak cukup
Koordinasi yang buruk
Ketidaksabaran dalam pekerjaan
2.9.5 Bridge Plug
Adalah sebuah alat yang diletakan dibawah sumur dengan tujuan untuk
mengisolasi atau memperbaiki bagian lubang bawah sumur. Pelaksanaan kerjanya
bisa mengisolasi sementara sehingga tool bisa diambil lagi atau permanen diisolasi
tergantung produksinya, Steker jembatan yang dapat diambil sering digunakan
dalam kombinasi dengan pengemas untuk memungkinkan penempatan dan injeksi
(stimulasi cairan perawatan yan akurat).
2.9.6 Cement Retainer
Berpungsi mengisolasi atau menutup bagian formasi sementara, Sebelum
kita melakukan kegiatan Squeeze Cementing kedalam zona yang tidak akan kita
produksikan. Setelah kita melakukan pemompaan cement kita tunggu kering water
oil contack (WOC) lalu kita drill out cement yang telah tertutup beserta cement
retainer yang sudah terpasang.
2.9.7 Casing Patch
Adalah perakitan lubang bawah atau sistem alat yang digunakan dalam
perbaikan pelapisan casing atau tubing, Casing patch merupakan alternatif
perbaikan jangka menengah hingga jangka panjang yang memungkinkan produksi
dilanjutkan. Tambalan casing meningkatkan menghindari operasi besar-besaran
penutup selubung merupakan cara ekonomis terbaik untuk mengembalikan sumur
ke produksi dengan aman.
2.10 Operasi Work Over Water Shut Off
30
Water Shutt Off adalah kegiatan untuk menutup formasi dengan mengisolasi
zona air yang dimana aliran fluida tersebut terhambat sehingga aliran yang di tutup
adalah perforasi. Metode pelaksanaan water shut off memliki 3 cara yaitu :
Pelaksanaan water shut off menggunakan CTU (coiled tubing unit).
Pelaksanaan water shut off menggunakan RIG.
Perforasi Lapisan Baru
2.10.1 Pelaksanaan Water Shut Off dalam mengunakan CTU (rigless)
Didalam kegiatan water shut off dengan menggunakan CTU (coiled tubing)
ketika kegiatan bisa lebih optimal tanpa membongkar rangkaian down hole
equipment. Dikarenakan coiled tubing masuk melalui tubing untuk menutup lapisan
perforasi yang dianggap tidak produktif karena menyebabkan menigkatnya laju alir
air.
2.10.2 PelaksanaanWater Shut Off dalam mengunakan RIG
Didalam kegiatan water shut off dengan menggunakan rig, pada saat
digunakan dalam kegiatan water shut off ialah rig work over , Rig work over
fungsinya untuk melakukan perawatan, perbaikan, atau untuk digunakan menutup
sumur. Ketika kegiatan sudah tidak optimal menggunakan CTU. Sehingga harus
membongkar rangkaian down hole equipment dan tubing. Sehinnga melakukan
mematikan lapisan formasi dengan kegiatan Cementing, Pelarutan Water Chemical
Gel, British Plug, Cement Slurry Plug, Casing Patch, Cement Retainer.
2.10.3 Perforasi Lapisan Baru
Perforasi adalah suatu pekerjaan untuk melubangi casing agar terjadi
hubungan wellbore dengan reservoir , untuk melakukan hal ini diperlukan alat yang
disebut perporaton GUN (bahan peledak). metode yang diasumsikan berpengaruh
untuk meningkatkan Gain (perolehan minyak dan gas) adalah perforasi.
2.11 Hasil Water Shut off
2.11.1 Pengetesan water shut off
31
Untuk mengetahui metode mana yang cocok digunakan pada sumur x tersebut
tergantung dari :
1. Tingkat kesulitan sumur
a. Kedalaman Sumur
b. Diameter Casing (target shut off ).
c. Hambatan hambatan didalam sumur ketika akan melakukan kegiatan
operasional running tool untuk water shut off.
d. High Temperature berdampak terhadap konsentrasi chemical plugging
sehingga dibutuhkan Excess Gel, Cement dan Chemical.
2. Ketersediaan Alat Pendukung operasional (supporting equipment) seperti
Work Over rig,Hydroulik Work Over Unit,peralatan stimulation pumping
unit,e-line, coiled tubing, cement retainer,iRBP, casing patch, additive cement
/ gel polymer.
3. Biaya sewa peralatan pendukung maupun jasa kontraktor.
Note : Dari semuanya tergantung dari perhitungan keekonomisan sumur yaitu
dari perhitungan gain (perolehan minyak).
2.11.2 Pengetesan lapisan baru
Sumur produksi memiliki kendala dan kebutuhan khusus seperti contoh
sumur x, ada 1 sumur memiliki 2-3 zona (air,minyak dan gas ) yang sudah
di perforasi. Tetapi apabila salah satu dari zona tersebut mengganggu dan
dikatakan zona tersebut tidak ekonomis maka zona tersebut akan ditutup
dengan metode water shut off.
Dan jikalau 1 sumur open hole atau ada 1 lubang perforasi yang dinyataan
tidak ekonomis maka kita tutup lalu dilakukan pembukaan lubang baru
dengan cara perforasi karena penutupan dan pembukaan zona formasi baru
yang produktif agar sumur berproduksi kembali dengan menghasilkan gain
(perolehan minyak dan gas) dengan masih terbukanya perforasi lama akan
berpengaruh terhadap laju alir zona perforasi baru dan menyebabkan sumur
tidak ekonomis.
32
Note : Setelah di lakukan analisa maka di putuskan engineer Jakarta melakukan
kegiatan perforasi pada interval zona produksi yang di asumsikan akan
menambah Gain, Setelah dilakukan perforasi maka didapatkan perubahan.
2.11.3 Hasil produksi sebelumperforasi dan sesudah perforasi
Tabel 2.11.3 Lubang Sumur Sebelum Perforasi
15 Des 18 1.961 41
16 Des 18 2.023 58
17 Des 18 1.959 60
18 Des 18 2.028 65
19 Des 18 2.162 68
20 Des 18 2.164 70
21 Des 18 2.152 68
22 Des 18 2.173 65
23 Des 18 2.182 64
24 Des 18 2.182 64
25 Des 18 2.182 64
26 Des 18 2.182 64
27 Des 18 2.182 64
28 Des 18 2.182 64
29 Des 18 2.182 64
30 Des 18 2.182 64
31 Des 18 2.306 67
TANGGAL BFPD BOPD
Series1
0
1,000
2,000
3,000
15‐Dec‐18
16‐Dec‐18
17‐Dec‐18
18‐Dec‐18
19‐Dec‐18
20‐Dec‐18
21‐Dec‐18
22‐Dec‐18
23‐Dec‐18
24‐Dec‐18
25‐Dec‐18
26‐Dec‐18
27‐Dec‐18
28‐Dec‐18
29‐Dec‐18
30‐Dec‐18
31‐Dec‐18
Sebelum Perforasi
Series1 Series2
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
14‐Dec‐1816‐Dec‐1818‐Dec‐1820‐Dec‐1822‐Dec‐1824‐Dec‐1826‐Dec‐1828‐Dec‐1830‐Dec‐1801‐Jan‐19
Sebelum Perforasi
Series1 Series2
Perbandingan Grafik Lubang sumur sebelum perforasi
Table.2.11.3 Lubang Sumur Sesudah Perforasi
33
TANGGAL BFPD BOPD Perbandingan Grafik Lubang sumur sesudah perforasi
3 Des 19 2.462 41
4 Des 19 2.548 47
5 Des 19 2.804 107
6 Des 19 2.813 114
7 Des 19 2.721 104
8 Des 19 2.614 98
9 Des 19 2.467 100
10 Des 19 2.859 123
11 Des 19 2.896 131
12 Des 19 2.801 140
13 Des 19 2.976 137
14 Des 19 2.969 131
15 Des 19 2.857 120
16 Des 19 2.564 107
17 Des 19 2.895 114
18 Des 19 2.788 117
19 Des 19 2.738 115
20 Des 19 2.914 121
21 Des 19 2.914 121
22 Des 19 2.914 121
23 Des 19 2.914 121
24 Des 19 2.871 119
25 Des 19 2.926 122
26 Des 19 2.950 123
27 Des 19 2.950 123
28 Des 19 2.950 123
29 Des 19 2.950 123
30 Des 19 2.950 123
31 Des 19 2.954 121
1 Jan 19 2.318 69
2 Jan 19 2.318 69
3 Jan 19 2.318 69
4 Jan 19 2.318 69
5 Jan 19 2.318 69
6 Jan 19 2.318 69
7 Jan 19 2.318 69
8 Jan 19 2.318 69
9 Jan 19 2.318 69
10 Jan 19 2.318 69
11 Jan 19 2.318 69
12 Jan 19 2.318 69
13 Jan 19 2.318 69
14 Jan 19 2.318 69
15 Jan 19 2.318 69
16 Jan 19 2.311 68
17 Jan 19 2.311 68
18 Jan 19 2.311 68
19 Jan 19 2.311 68
20 Jan 19 2.311 68
21 Jan 19 2.311 68
22 Jan 19 2.311 68
23 Jan 19 2.295 68
24 Jan 19 2.295 68
25 Jan 19 2.295 68
26 Jan 19 2.295 68
27 Jan 19 2.295 68
28 Jan 19 2.295 68
29 Jan 19 2.295 68
30 Jan 19 2.295 68
31 Jan 19 2.295 68
TANGGAL BFPD BOPD
Series1
0
1.000
2.000
3.000
Sesudah perforasi
Series1 Series2
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
Sesudah Perforasi
Series1 Series2
34
BAB III
METODOLOGIPENELITIAN
3.1 Jenis Penelitian
1. Data Primer
Data yang diperoleh langsung dari sumber-sumber yang diamati dan dicatat
pertama kali atau diperoleh langsung oleh peneliti di lapangan atau perusahaan.
2. Data Sekunder
Merupakan sumber data penelitian yang diperoleh peneliti secara tidak
langsung melalui media perantara (diperoleh dan dicatat oleh pihak lain). Yaitu
dari dokumen - dokumen perusahaan yang berkenaan dengan masalah yang
diteliti.
3.2 Teknik Pengumpulan Data
Adapun metode yang digunakan untuk mengumpulkan data dalam
melakukan penelitian adalah sebagai berikut:
3.2.1 Studi Lapangan
Studi lapangan adalah pengumpulan data langsung kelapangan dengan
mempergunakan Teknik data sebagai berikut:
a. Metode Observasi
Metode Observasi adalah pengamatan terhadap objek yang diteliti
b. Wawancara
Pengumpulan data dengan cara melakukan tanya jawab dengan narasumber
yang terkait dengan penelitian yang dilakukan.
35
3.2.2 Teknik ke Perpustakaan
Metode ini dilakukan dengan maksud untuk memperoleh data-data
sekunder atau data-data pendukung yang berfungsi sebagai landasan teori guna
mendukung data-data primer yang diperoleh dari buku-buku serta referensi lainnya
yang berkaitan dengan objek penelitian.
36
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Data Produksi
Data Produksi adalah data yang menunjukan hasil angka yang valid untuk
sebagai informasi dan keterangan mengenai data produksi. Berikut adalah tabel
total data produksi perbulan yang dimiliki sumur Bagong01 adalah :
Bulan Gross (BFPD)Net (BOPD)
WaterCut (%)
Gas (MSCFD)
Fluid Level (ft)
Des-18 29,415 1,230 2,940 1,350 92,730Jan-19 69,540 2,070 2,910 1,200 92,730Feb-19 68,850 2,040 2,910 1,110 92,730Mar-19 68,790 2,010 2,910 1,110 92,730Apr-19 67,890 1,860 2,910 1,050 92,730
37
4.2 Bentuk Cash flow Sederhana dari sumur Bagong01
Bentuk Cash flow Sederhana dari sumur Bagong01
Bulan
Produksi oil
perbulan BBL/D
Produksi oil
pertahun BBL
Harga minyak
USD/BBL
Gross revenue
USD
Produksi gas
perbulan MMSCF/D
Produksi gas
pertahun MMSCF
Harga gas / USD
Gross revenue /
USD
Capital Expeditue
/ USD
Operating cost / USD
Cash flow / USD
Desember 2018 29,415 352,980 $64,11 $22,629,547.8 1,350 16,200 $6,1 98,820 $40,928 $6,891.90 $51,022 Januari 2019 69,540 834,480 $66,55 $55,534,644 1,200 15,400 $6,3 97,020 $132,309 $5,723.71 $55,493 Februari 2019 68,850 826,200 $64 $52,876,800 1,110 13,320 $6,3 83,916 $83,158,5 $5,906.13 $52,871
Maret 2019 69,780 837,360 $61,6 $51,581,376 1,110 13,320 $6,2 82,584 $17,743,8 $6,013,30 $51,640
April 2019 67,890 814,680 $62,3 $50,754,564 1,050 12,600 $6,2 78,120 $23,718,8 $5,974,95 $50,802
Mei 2019 67,800 813,600 $63,4 $51,582,240 1,109 13,308 $6,1 81,178.8 $27,994,5 $4,275.34 $51,631
Juni 2019 67,940 815,280 $63,1 $51,4 44,168 1,112 13,344 $6,1 81,398.4 $34,036 $6,042.09 $47,517
Juli 2019 67,980 815,760 $63,9 $52,127,064 1,200 14,400 $6 86,400 $48,740 $7,811.97 $52,156 Agustus 2019 67,894 814,728 $63,8 $51,979,646.4 1,110 13,320 $6,1 81,252 $60,622 $6,648.2 $51,993 September 2019 67,990 815,880 $63,9 $52,134,732 1,218 14,616 $6,2 90,619.2 $83,510 $7,562.21 $51,134
oktober 2019 67,907 814,884 $63,7 $51,908,110.8 1,170 14,040 $6,3 88,452 $97,043 $7,239.77 $51,803 November 2019 67,980 815,760 $61,6 $50,250,816 1,090 13,080 $6,2 81,096 $132,309 $5,723,71 $50,193
38
Desember 2019 68,400 820,800 $61,8 $50,725,440 1,118 13,416 $6,2 83,179.2 $133,200 $6,445,71 $50,668 januari 2020 68,760 825,125 $41 $33,830,125 0,989 11.868 $5,7 67,647.6 $90,554 $5,339,21 $33,801
Top Related