Laporan KP Retno Apriyanti Putri

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. MEDCO E&P INDONESIA

“PENINJAUAN LAPANGAN MINYAK DAN GAS

PT MEDCO E & P INDONESIA, BLOK RIMAU, SUMATERA SELATAN

BERDASARKAN ASPEK WELL COMPLETION,

WELL PROBLEM & TREATMENT PROBLEM”

OLEH

RETNO APRIYANTI PUTRI

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

UNIVERSITAS TRISAKTI

JAKARTA

2011

PENINJAUAN LAPANGAN MINYAK DAN GAS

PT MEDCO E & P INDONESIA, BLOK RIMAU, SUMATERA SELATAN

BERDASARKAN ASPEK WELL COMPLETION, WELL PROBLEM, &

TREATMENT PROBLEM

LAPORAN KERJA PRAKTEK

Dibuat Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Mendapatkan Nilai Mata Kuliah Kerja

Praktek Pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian

dan Energi Universitas Trisakti

OLEH

RETNO APRIYANTI PUTRI

07108142

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

UNIVERSITAS TRISAKTI

JAKARTA

2011

iii

Kata Pengantar

Puji dan Syukur bagi ALLAH SWT atas rahmat dan Kasih-Nya yang tiada

batas dan telah memberikan nikmat berupa pikiran, kesehatan lahirian dan

jasmaniah sehingga penulisan laporan kerja praktek ini dapat diselesaikan di PT.

MEDCO E&P INDONESIA jakarta pada tanggal 4 Juli 2011 sampai dengan 3

Agustus 2011. Adapun kerja praktek ini berjudul “Peninjauan Lapangan Minyak

dan gas PT Medco E & P Indonesia, Blok Rimau, Sumatera Selatan, Berdasarkan

Aspek Well Completion, Well Problem & Treatment Problem” dibuat sebagai

salah satu syarat untuk mendapatkan nilai kerja prakterk di Program Studi Jurusan

Teknik Perminyakan Universitas Trisakti. Tidak ada kata yang dapat penulis

ungkapkan selain rasa syukur.

Dalam kesempatan ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih sedalam-

dalamnya kepada seluruh pihak yang telah membantu secara langsung maupin

tidak langsung dalam menyelesaikan kerja praktek ini, antara lain :

1. Ayah dan Mama atas segala kasih sayang, perhatian dan kesabarannya

serta kakak dan saudara-saudara saya tercinta atas bantuan doa,

motivasi dan bantuan moril dan materiil.

2. Bapak Ir. Moh. Thamrin selaku Dekan Fakultas Teknologi Kebumian

dan Energi Universitas Trisakti, Jakarta.

3. Bapak Ir. Sugiatmo Kasmungin, MT. Phd selaku Kepala Program

Studi Teknik Perminyakan Universitas Triakti, Jakarta.

4. Bapak Ir. Suryo Prakoso, selaku Pembimbing Akademik

iv

5. Bapak Noviadi Istono selaku Manager of Production Department PT

Medco E & P Indonesia

6. Bapak Danar Wijayanto, selaku pembimbing kerja praktek di PT

Medco E & P Indonesia

7. Bapak Sony Andrianto selaku Area Engineering Department Lead PT

Medco E & P Indonesia, Lapangan Kaji – Semoga, Blok Rimau

8. Mas Zennis Arrochman selaku pembimbing kami dan Mas Poltak

serta Mas Yaser selaku WOWS Engineer selama Kerja Praktek di PT

Medco E & P Indonesia pada Lapangan Kaji – Semoga, Blok Rimau.

9. Mas Adam Fatchur selaku pembimbing kami dan Mas Geraldus

Yudahanto, Mas Prasetya selaku Production Engineer selama Kerja

Praktek di PT Medco E & P Indonesia pada Lapangan Kaji – Semoga,

Blok Rimau.

10. Mas Bramantika selaku Surface Facilities Engineer selama Kerja

Praktek di PT Medco E & P Indonesia pada Lapangan Kaji – Semoga,

Blom Rimau.

11. Bapak Yusuf Siregar, Mas Mirza, Mas Amru, Mba Elisa, selaku

Production Engineer di PT Medco E & P Indonesia

12. Semua pihak PT Medco E & P Indonesia yang tidak bisa disebutkan

satu persatu yang telah membantu baik moral maupun spiritual

13. Dan semua teman – teman angkatan 2008 teknik perminyakan yang

saya cintai.

v

Akhir kata penulis mohon maaf yang sebesar – besarnya jika dalam

penulisan laporan kerja praktek ini masih banyak kekurangan dan kesalahannya.

Penulis sadar laporan kerja praktek ini masih jauh dari kesempurnaan. Semoga

penyelesaian laporan kerja praktek ini bukan semata-mata hanya sebagai

persyaratan mendapatkan nilai kerja praktek, tetapi dapat mempunyai arti dan

manfaat di kemudian hari.

Jakarta, 3 Agustus 2011

Penulis

vi

DAFTAR ISI

Halaman

HALAMAN JUDUL .............................................................................. i

LEMBAR PENGESAHAN ................................................................... ii

KATA PENGANTAR .......................................................................... iii

DAFTAR ISI ......................................................................................... vi

DAFTAR GAMBAR ............................................................................. viii

DAFTAR TABEL ................................................................................. ix

BAB I PENDAHULUAN ..................................................................... 1

1.1 Latar Belakang .................................................................... 1

1.2 Tujuan Kerja Praktek ........................................................... 1

1.3 Ruang Lingkup .................................................................... 2

1.4 Waktu dan Tempat Pelaksanaan ...................................... 2

BAB II TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN ................................... 3

2.1 Sejarah Perusahaan .............................................................. 3

2.2 Visi, Misi dan Tata Nilai Perusahaan .................................. 12

BAB III TINJUAUAN UMUM LAPANGAN .................................... 15

3.1 Sejarah Singkat PT Medco E & P Indonesia di Blok Rimau 15

3.2 Keadaan Geologi Lapangan ................................................ 16

3.2.1 Reservoir Pada Blok Rimau ..................................... ......17

3.3 Produksi di Blok Rimau ...................................................... 18

vii

DAFTAR ISI

(lanjutan)

Halaman

BAB IV Well Completion, Well Problem & Treatment Problem .... 20

4.1 Well Completion................................................................ 21

4.1.1 Bottom Hole Completion .................................... 26

4.1.2 Tubing Completion .............................................. 28

4.1.3 Liner Completion ................................................. 32

4.1.4 Gravel Pack Completion .................................... 34

4.1.5 Sand Consolidation ............................................ 35

4.2 Well Problem .................................................................. 36

4.2.1 Formation Damage ............................................ 36

4.2.2 Corrosion, Scale and Parrafin Removal .......... 37

4.3 Treatment Problem ......................................................... 41

4.3.1 Work Over .......................................................... 41

BAB V PEMBAHASAN ....................................................................... 54

5.1 Perforasi di Sumur A ....................................................... 54

5.2 Acidizing di Sumur A ....................................................... 47

BAB VI KESIMPULAN ...................................................................... 61

6.1 Kesimpulan ..................................................................... 61

6.2 Rekomendasi ................................................................... 61

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................... 62

LAMPIRAN .......................................................................................... 63

viii

DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman

3.1 Rimau Block Working Area ..................................................... 16

4.1 Open hole Completion ............................................................... 27

4.2 Perforated Completion .............................................................. 28

4.3 Single Layer Tubing Completion .............................................. 29

4.4 Double Layer Single Tubing Completion ................................. 30

4.5 Double Layer Dual Tubing Completion ................................... 31

4.6 Wire Screen and Liner Completion ........................................... 33

4.7 Gravel Pack Completion ........................................................... 35

ix

DAFTAR TABEL

Tabel Halaman

4.1 Thru Tubing Perforator by OWEN ........................................... 23

4.2 Casing Gun by OWEN .............................................................. 24

4.3 Tubing Conveyed Perforation by OWEN ................................. 25

5.1 Hasil Swabbing .......................................................................... 56

5.2 Formula Acidizing di Sumur A ................................................. 58

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi,

Universitas Trisakti Jakarta menetapkan program yang merupakan salah satu

syarat untuk memperoleh gelar sarjana Strata-1, yaitu Kerja Praktek dengan bobot

akademik 1 SKS. Kerja Praktek (KP) ini meeupakan salah satu mata kuliah

prasyarat di Universitas Trisakti untuk mengambil mata kuliah Tugas Akhir (TA).

Pengadaan kegiatan kerja praktek yng merupakan sarana yang sangat baik dan

bermanfaat untuk memberikan kesempatan dan pengalaman kepada mahasiswa

yang nantinya akan terjun ke dunni perminyakan. Dengan kerja praktek ini

diharapkan juga akan terjadi integrasi antara ilmu yang diperoleh di kelas dan di

lapangan sehingga mahasiswa akan memiliki cukup bekal saat memasuki dunia

perminyakan. Selain itu mahasiswa juga dituntut untuk memiliki pengetahuan

dalam lingkungan kerja yang akan ditekuninya. Oleh karena itu, kerja sama antara

perguruan tinggi dengan perusahaan menjadi sangat penting dan harus tetap dijaga

karena akan menguntungkan bagi kedua belah pihak.

2

1.2 Tujuan Kerja Praktek

Maksud dan tujuan dari kerja praktek ini adalah untuk menerapkan ilmu yang

dipeoleh di kelas ke dalam industri migas yang sebenarnya. Adapun metode

pelaksanaan kerja praktek meliputi :

1. Pengamatan langsung ke lapangan sumur minyak yang sedang

berproduksi.

2. Mendapatkan bimbingan dan pengarahan dari pembimbing maupun

teknisi yang berada di lokasi yang dikunjungi.

3. Membuat laporan kerja praktek.

1.3 Ruang Lingkup

Ruang lingkup pelaksanaan kerja praktek yang dibatasi pada kegiatan dan

operasi lapangan PT. MEDCO E&P Indonesia yang berkaitan dengan ilmu teknik

perminyakan yang meliputi, pemboran, produksi dan reservoir.

1.4 Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Pelaksanaan kerja praktek yang di lakukan di kantor PT. MEDCO E&P

Indonesia, The Energy Building, Lt. 35.

3

BAB II

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN

2.1 Sejarah Perusahaan

Perusahaan induk dari PT. Stanvac Indonesia adalah Esso Easter Inc.

(EES), yang berlokasi di Boston, Texas, Amerika Serikat. Esso Easter Inc. (EES)

merupakan anak perusahaan dari Exxon Corporation. EES melaksanakan

usahanya dalam bidang eksplorasi, produksi minyak, gas bumi, penyulingan,

pengangkutan dan pemasaran minyak mentah, hasil-hasil minyak, gas alam di

Asia dan Australia.

1921 Standard Oil of New Jersey memulai usaha pencarian minyak bumi

di Indonesia melalui Netherlandse Koloniale Petroleum

Maatschappy (NKPM). NKPM kemudian berubah nama menjadi

Standard Vacuum Petroluem Maatscappy.

1921 Tanggal 26 Desember di Talang akar, Sumatra Selatan ditemukan

sumur produksi pertama dari formasi Talang Akar, yang

merupakan penemuan lapangan minyak terbesar di belahan bumi

timur (timur jauh) sebelum perang dunia kedua. Sejak saat itu

perusahaan mengalami perkembangan pesat, bahkan beberapa

sumber minyak di Talang Akar dapat menghasilkan minyak an

kecil di Kapuan Jhingga 10.000 s/d 12.000 BBL/day.

4

1922 Pendirian kilang minyak dekat Palembang dan pemasangan pipa

yang menghubungkan pabrik dengan ladang minyak, kira-kira 130

km ke arah barat daya.

1925 Pembangunan kilang pengolahan (refinery) di sungai Gerong,

Palembang dengan kapasitas 3.500 BBL/day dan pemasangan pipa

6 inch yang menghubungkan pabrik tersebut dengan ladang

minyak.

1931 Kilang minyak sungai Gerong diperbesar kapasitasnya menjadi

25.000 BBL/day ditambah dengan pabrik Lilin serta jalur pipa 8

inch menuju ke kilang. Terminal minyak Tanjung Uban Riau

didirikan pada tahun yang sama. Dalam Perang Dunia II, kilang

minyak sungai Gerong sebgaian hancur.

1932 NKPM bergabung dengan Soccony menjadi Stanvac. Ketika itu

Exxon dan Mobil (saat itu bernama Soccony Cacuum)

menggabungkan operasi hulu dan hilir mereka di timur jauh.

Stanvac berangsur-angsur mempunyai daerah operasi yang

membentang dari Afrika Timur sampai Selandia Baru, dan meliputi

wilayah Asia Tengah dan Asia Tenggara, serta penumuak lapangan

Lirik dan Sago di Riau.

5

Sejarah PT. Stanvac Indonesia setelah proklamasi sejak kemerdekaan

RI hingga menjadi PT. Exspan Nusantara

1947 Lapangan minyak Sumatra Selatan dibuka dan kilag minyak sungai

Gerong diperbaiki.

1956 SPVM membuat CLA (Collective Labour Agreement) pertama dan

proses perundingan memakan waktu hampir 2 tahun.

1957 Membangun Catalyst Cracker Unit yang pertama di Indonesia.

Stanvac meneyelesaikan pembangunan pipa penyaluran minyak

berukuran 10 inch sepanjang 150 km serta menghubungkan

lapangan minyak di Riau. Penghubungan lapangan minyak di Riau

mengawali pengiriman minyak melalui sungai dan laut sejauh 60

km ke kilang minyak sungai Gerong dengan pembangunan unit-

unit Hydrocracking dan Polymerisasi yang pertama di Indonesia

untuk meningkatkan kapasitas pengilangan menjadi 71.000 BOPD.

1958 Stanvac menandatangani kerja sama CLA dengan serikat buruh.

1959 Stanvac menandatangani kontrak untuk memasok gas sebagai

bahan baku pembuatan pupuk oleh PT. PUSRI, pabrik pupuk

pertama yang akan dilaksanakan mulai tahun 1963. Standard

Vacuum Sales Company diubah namanya menjadi PT. Stanvac

Indonesia (PTSI) yang kantor pusatnya di Indonesia.

6

1961 Stanvac Vacuum Petroleum Maatschappy (SCVM), Refinery, dan

Production meleburkan diri ke dalam PTSI dan Esso Standard

Eastern Inc. menjadi operatornya.

1962 Organisasi Stanvac di mancanegara dilebur dan asetnya dibagi

menjadi dua antar Exxon dan Mobil. PT. Stanvac merupakan satu

diantara sebagian kecil perusahaan yang berada di bawah

kepemilikan bersama.

1963 PTSI dan pemerintah (Pertamina) menandatangani perjanjian

kontrak karya. Pada waktu itu PTSI mendapat izin mengadakan

eksplorasi di Kampar Block, Riau.

1964 SVSC (pemasaran) dihapuskan dan terminal-terminalnya di

Medan, Palembang, Tanjung Karang, Ujung Pandang dan Surabaya

dijual kepada Pertamina.

1968 PTSI mengembalikan 25% dari Blok Kampar kepada pemerintah.

1969 PTSI menjadi perusahaan yang hanya melakukan eksplorasi dan

produksi minyak.

1970 Pada bulan Januari PTSI menjual kilang minyak di sungai Gerong

kepada Pertamina dan pada waktu itu PT.Stanvac mendapatdaerah

kontrak karya tambahan di Sumatra Selatan.

1971 PTSI mengambil alih blok koridor di Sumatra Selatan dari

perusahaan Retco. Daerah ini dilepas tahun 1977. PTSI mendapat

daerah baru atas dasar Production Sharing di daerah Bukit Barisan,

Riau, dan Blok Rimau, Sumatera Selatan.

7

1973 Penandatangan KBH Blok Rimau.

1978 PTSI ditunjuk oleh Esso Sumatera Inc/Mobil Oil Andalas Inc

sebagai operator daerah Bagi hasil “Pamai Taluk Blok A” di tiga

provinsi : Riau, Jambi dan Sumatera Barat, dengan luas daerah

19.000 km.

1983 Penyerahan sebagian daerah Kontrak Karya di Pendopo dan Lirik

kepada Pertamina.

1985 Pengembangan lapangan Tabuan Sumatera Selatan, yang

merupakan lapangan Produksi PSC pertama yang dikelola Stanvac.

Penemuan lapangan Jene di wilayah Exstension Area yang

merupakan sukses terbesar setelah Talang Akar.

1986 Empat lapangan minyak baru: Tabuan, Jene, Lagan, dan Tanjung

Laban mulai berproduksi. Dua lapangan minyak lainnya di

Sumatera Selatan, Pian, dan Panglero ditemukan.

1987 Lapangan minyak Kerang di Blok Rimau Sumatera Selatan mulai

berproduksi, Stanvac kembali menemukan lapangan-lapangan baru,

masing-masing Serdang dan Langkap di Sumatera Selatan dan

Paya Rumbai di Riau.

1988 Dua buah Production Sharing Contract/Joint Operation Agreement

ditandatangani bersama Pertamina untuk wilayah Blok Musi

Kelingi di Sumatera Selatan dan Blok Gundih di Jawa Tengah dan

Jawa Timur.

8

1989 Penandatanganan perjanjian bagi daerah Kontrak Karya (COW)

dalam bentuk Production Sharing Contract untuk masa 20 tahun

dengan luas wilayah operasi seluruhnya 12770 km2.

1990 Survei minyak seismik yang terbesar di blok Rimau, Musi Kelingi,

dan Gundih.

1991 Pengeboran 8 sumur eksplorasi, yaitu 4 sumur eksplorasi di Blok

Rimau, 1 di Join Operational Body Musi Kelingi, 1 di Blok

Kampar Riau dan 2 di Blok Gundih Jawa Tengh, serta 31 sumur

pengembangan, yaitu 6 Blok Kampar Riau, 10 Blok Rimau

Sumatera Selatan dan 5 Extension Block Area.

1992 PT. Meta Epsi Drilling yang kemudian menjadi PT. Medco Energy

Corporation Tbk. (MEC Tbk.) MEC Tbk melakukan ekspansi

usaha pada bidang eksplorasi dan produkasi minyk dan gas bumi.

Hal itu dilakukan dengan mangambil alih wilayah kerja Tesoro

(TIPCO dan TTPC) di Sanga-sanga, Samboja dan Tarakan,

Kalimantan Timur. Dua perusahaan didirikan : PT. Eksita

Pantranagari untuk mengelola wilayah kerja PSC. Kedua

perusahaan ini kemudian dikenal sebagai PT. Exspan Kalimantan.

1994 Tanggal 3 Desember dilakukan pembelian seluruh saham PT.

Exxon dan Mobil yang berada di PT. Stanvac Indonesia oleh

Medco Energy Corporation di Jakara dengan wilayah resmi

meliputi : Blok Kampar Riau, Blok Ekstensi, Rimau dan Pasimah

9

yang berada di wilayah Sumatera Selatan. Kemudian PT. Stanvac

berubah nama menjadi PT. Exspan Sumatera.

1996 PT. Exspan Sumatera menemukan cadangan minyak besar di

Lapangan Kaji Semoga, yang terletak di kabupaten Musi

Banyuasin, Sumatera Selatan.

1997 PT. Exspan Sumatera mengadakan kerjasama dengan perusahaan

minyak dan gas milik Pemerintah Republik Myanmar, Myanmar

Oil and Gas Enterprise untuk mengelola lapngan migas RSF-5 dan

MOGE-3 di Myanmar. Produksi minyak perdana sebesar 3.000

BOPD dihasilkan dari Lapngan Kaji di Rimau Block Sumatera

Selatan. Produksi ini terus ditingkatkan sampai rata-rata 35.700

BOPD pada tahun 1999. PT Exspan Kalimantan bekerjasama

dengan Lasmo& Premier Oil melakukan eksplorasi migas di block

Cumi-cumi, Kepulauan Natuna. Pemasangan pipa gas berdiameter

8 inch sepanjang 35 km dari Lapangan Kutai Lama Utara (KLU) ke

Pembangkit Listrik Tenaga dan Uap (PLTGU) milik PLN di

Tanjung Batu, Kabupaten Kutai.

1998 Peresmian stasiun pengumpul minyak Kaji Semoga.

1999 Pembangunan stasiun booster di Tempirai, Pengabuan, dan

Serdang, Sumatera Selatan selesai. Peningkatan pengiriman minyak

ke kilang Plaju. Exspan Myanmar berhasil melakukan survey

seismic sepanjqang 250 km selama tahun 1999. Dari seluruh data

seismic yang terkumpul 3.000 km diproses kembali.

10

Pada tahun 2000, Exspan Myanmar akan membeli 2 sumur

eksplorasi.

2000 PT. ExspanSumatera dan PT. Exspan Kalimantan digabung

menjadi PT. Exspan Nusantara, sejak saat itu pula orientasi

perusahaan berubah dari nasional menjadi internasional.

2002 Penghentian pengeboran d Pasemah Block, karena tidak ditemukan

hidrokarbon pada pemboran Sekunyir 1 dan Kerah 2. Pengeboran 8

sumur penghasil minyak di Lapangan Soka di Kabupaten Musi

Rawas. Perkiraan produksi dapat mencapai 5.000 BOPD.

Pengaktifan kembali lapanagan minyak yang ada di Lapangan

Tabuan,Langkap dan Kerang di Kabupaten Banyuasin. Digunakan

sebagai stasiun pengumpul minyak yang berasal dari Kaji Semoga

untuk dialirkan menuju titik penjualan KM 77.

2004 PT. Medco Energy International mengubah nama PT. Exsan

Nusantara menjadi PT. Medco E&P Indonesia berbasis Asset

Based Organization (mandiri untuk setiap block).

2005 Mengakuisisi Area 47 di Libya dan blok Langsa dan blok

Sembakung di Indonesia. Penandatanganan perjanjian kerja sama

tenaga listrik Tanjung Jatu O&M dengan PLN.

2006 Diberikan 45% dari hasil bekerja di Blok 82 dan 83 di Yemen.

Komisi panaran II Gas-fired pembangkit tenaga listrik 2x27,5 MW.

Diberikan kepada pengembang dari proyek geothermal (panas

bumi) dalam kapasitas 300 MW di Sarulla, Sumatera Utara.

11

2007 Meluncurkan eksplorasi dari area 47 di libya dengan 6 penemuan

sumur. Meluncurkan pilot project untuk Enchanced Oil Recovery

(EOR) di Block Rimau. Mendirikan PT Donggi-Senoro LNG

(DSLNG)

2008 Penandatanganan Production Sharing Agreement dengan

Kementrian Minyak dan Mineral negara Yemen untuk Block 82

dan 83. Menyelesaikan penjualan PT Apexindo Pratama Duta Tbk,

anak perusahaan dari jasa rig pengeboran. Menandatangani CBM

Production Sharing Contract (PSC) untuk melaksanakan kegiatan

dalam pengembangan CBM pertama di Indonesia di Kabupaten

Musi Banyuasin, Sumatera Selatan.

2009 Menandatangani aset perjanjian dengan Energy Resource

Technology GOM, Inc. untuk akuisisi dari block 316, area timur

cameron, serta selatan, OCS-G 23803, Teluk Meksiko, USA. Head

of agreement antara PT Medco Energy dan Arrow energi

(Indonesia) Holdings Pte Ltd. memasuki gas dan bisnis

pertambangan di bawah unit “Incubator Business”.

12

2.2 Visi, Misi, dan Tata Nilai Perusahaan

Visi :

Perusahaan Energi pilihan.

Misi :

Mencari dan mengembangkan secara inovatif sumber daya energi untuk

meningkatkan manfaat bagi semua pihak yang berkepentingan (stakeholder)

sejalan dengan standar etika dan standar lingkungan tertinggi.

Tata Nilai :

Professional

Kompeten dalam bidangnya, memiliki semangat juara, meningkatkan

kemapuan diri setiap saat, mengetahui batas kemampuan.

Etis

Menjalankan bisnis dengan adil dan dengan integritas, menerapkan standar

etika tertinggi setiap saat, mengerti dan menaati kebjaksanaan perusahaan

mengenai Good Coporate Governance (pengelolaan perusahaan yang

baik.

Terbuka

Mendorong informalitas dan keterbukaan dalam berkomunikasi,

membangun rasa saling percaya.

13

Inovatif

Mmebangun budaya untuk selalu ingin maju, senantiasa mencari

terobosan demi tercapainya hasil atau proses yang lebih baik, lebih aman,

lebih cepat dan lebih murah.

14

Upaya merevitalisasi diri melalui penajaman visi dan penguatan nialai dan

budaya perusahaan, Medco Energy di tahun 2003 meluncurkan logo barunya

yakni berupa lingkaran biru (menggambarkan planet biru sebagai ungkapan

“Mengelola eenergi dari alam untuk alam”) dengan latar belakang warna putih

(mencerminkan nilai moral perusahaan yang telah direvitalisasi, meliputi

proffesionalisme, etis, terbuka dan inovatif).

Inisial perusahaan digambarkan dengan huruf M, sementara huruf E yang

berasal dari huruf M dengan rotasi 90º tidak hanya dimaksudkan dengan “energi”

tapi juga sebagai lambang “sigma”, yang mengilustrasikan tekad Medco Enegy

untuk mewujudkan akumulasi dan penggunaan energi yang bertanggungjawab

dalam rangkai mencapai keseimbangan antara kemakmuran dan pelestarian alam.

15

BAB III

TINJAUAN UMUM LAPANGAN

3.1 Sejarah Singkat PT Medco E & P Indonesia di Blok Rimau

PT Medco E & P Indonesia merupakan salah satu perusahaan yang beroperasi di

lapangan Kaji – Semoga, Blok Rimau, Sumatera Selatan. Pada tahun 1912, PT Stanvac

Indonesia didirikan oleh Exxon Corp mulai melakukan kegiatan eksplorasi dan produksi pada

Rimau Blok, Sumetera Selatan tetapi tidak menemukan minyak. Pada Tahun 1995 PT

Stanvac Indonesia dibeli oleh PT Medco Energi Internasional dan diberi nama PT Exspan

Sumatera.

Pada tahun 1996, PT Exspan Sumatera menemukan cadangan minyak dan gas pada

Lapangan Kaji – Semoga yang berlokasi di Musi Banyuasin, Sumatera Selatan. Kaji –

Semoga mulai di produksikan pada bulan April 1997. Pada tahun 1998 Stasiun Langkap Kaji

dan segala fasilitas pendukungnya mulai di operasikan secara penuh.

Pada tahun 2000, PT Exspan Sumatera dan PT Exspan Kalimantan bergabung dan

berganti nama menjadi PT Exspan Nusantara.

Pada tahun 2001 – 2002, produksi perusahaan mencapai rata – rata harian sebesar 84

ribu barrel minyak dtambah dengan 70 juta kaki kubik gas sehingga menempatkan Exspan

sebagai penghasil migas nomor 3 terbesar di Indonesia.

Pada tahun 2003, didapatkan tender untuk Merangin-I dan dilakukan penandatanganan

beberapa perjanjian suplai gas dengan PLN.

Dengan berbagai pertimbangan, pada tanggal 19 April 2004, PT Exspan Nusantara

berubah nama menjadi PT Medco E & P Indonesia.

16

Gambar 3.1

Rimau Block Working Area

3.2 Keadaan Geologi Lapangan

Stratigrafi daerah cekungan ini pada umumnya dapat dikenal satu daur besar

(mengacycle) yang terdiri dari suatu transgresi yang diikuti regresi. Formasi yang terbentuk

dalam fasa transgresi dikelompokkan menjadi Kelompok Talisa (Formasi Talang Akar,

Formasi Baturaja, dan Formasi Gumai). Sedang yang terbentuk dalam fase regresi

dikelompokkan menjadi Kelompok Palembang (Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim,

dan Formasi Kasai)

Pada Blok Rimau terdiri dari tiga lapisan formasi, yaitu Formasi Telisa, Baturaja dan

Talang Akar. Ketiga formasi ini memproduksikan minyak, gas dan air.

Formasi Telisa merupakan endapan Lowstand system track dan di lapangan Kaji –

Semoga sebagai reservoir yang baik untuk minyak dan gas. Satuan batupasir Telisa ini

sebagai Barier Sand pada lapangan Kaji, dan di lapangan Semoga sebagai Tidal Sand Flat,

dengan demikian satuan batupasir Telisa ini mempunyai potensi sebagai Stratigraphic trap

(perangkap stratigrafi) atau kombinasi antara perangkap struktur dan perangkap stratigrafi.

17

Distribusi batupasir endapan Tidal (pasang surut) sangat bervariasi yang berpengaruh

terhadap keragaman reservoir heterogeneity dan reservoir quality, sehingga faktor

permeability barrier memegang peranan penting dalam proses stimulasi.

Formasi Baturaja terdiri dari gamping yang sering merupakan terumbu yang terbesar

disana – sini. Formasi ini terbentuk dalam cekungan Jambi, begitu pula dalam bagian tertentu

dari cekungan Palembang, seperti depresi Lematang. Lithologi batuan pada formasi ini

adalah limestone, dolomite, minorcoal, coal present.

Formasi Talang Akar merupakan transgresi marin yang sebenarnya dan rupa – rupanya

dapat dipisahkan dari Formasi Lahat oleh suatu ketidakselarasan yang mewakili

pengangkatan regional dalam Oligosen Tua Atas dan Oligosen Tengah, juga sebagian dari

formasi ini adalah fluviatil sampai delta (Gritsand Member) dan Marin Dangkal (Transition

Member). Dead oil biasanya terletak di dalam sands, Depo-environment pada formasi ini

adalah pada delta, danau sepanjang pantai atau lagoon dan nears-hore marine.

3.2.1 Reservoir Pada Blok Rimau

Minyak bumi terdapat terutama dalam lapisan pasir dormasi Talang Akar yang

transgresif dan juga dalam lapisan pasir formasi Air Benakat dan secara terbatas juga

dalam formasi Muara Enim.

Blok Rimau reservoirnya terbagi menjadi dua, yaitu Rimau yang terdiri dari

Lapangan Kaji dan Semoga yang merupakan reservoir terbesar pad Blok Rimau dan

Old Rimau yang terdiri dari Lapangan Langkap, Kerang, Tabuan, Rimbabat dan Rumbi

yang merupakan reservoir kecil. Karena Rimau merupakan reservoir yang besar maka

sistem sumurnya menggunakan sistem cluster.

18

Dufour (1957) menunjukkan bahwa jarang sekali minyak terdapat dalam

kedua formasi ini pada struktur yang sama. Minyak di Formasi Talang Akar pada

umumnya terdapat di tepi Paparan Sunda dan daerah peninggian batuan dasar,

sedangkan dalam formasi Air Benakat pada bagian – bagian dalam air cekungan,

seperti Jambi.

Minyak yang didapatkan dari Formasi Talang Akar pada umumnya bersifat

parafin berat (35-37API), tetapi dapat pula bervariasi antara 21-25API (lapangan

Raja). Minyak dari Formasi Air Benakat bersifat parafin ringan – sedang (45-54API).

Minyak yang bersifat aspal (22-25API) juga didapat dalam formasi Air Benakat di

Jambi dan juga dalam Formasi Muara Enim, di utara sungai Musi.

3.3 Produksi di Blok Rimau

Pada lapangan Kaji – Semoga dan Old Rimau, total sumur adalah 378 sumur yang

terdiri atas sumur yang sedang berproduksi sebanyak 176 sumur, sumur dengan injeksi air

sebanyak 74 sumur, sumur yang sedang shut-in 124 sumur, dan sumur plug & abandon

sebanyak 4 sumur.

Metode produksi pada Blok Rimau memakai dengan natural flow dan aritifial lift, yaitu

gas lift, ESP, SRP, dan HPU. Pada Kaji – Semoga artificial lift yang digunakan adalah ESP

dan gas lift, sedangkan pada Old Rimau artificial lift yang digunakan adalah SRP dan HPU,

karena kebanyakan sumur di Old Rimau produksi indeksnya rendah.

Stasiun produksi yang terdapat di blok Rimau terbagi menjadi dua, yaitu Old Rimau

berupa Tabuan, Langkap dan Kerang. Sedangkan pada Rimau adalah Kaji, Kaji-Semoga dan

Kaji-Satelite.

19

Di Blok Rimau minyak di jual melalu 2 sales point yaitu Tengguleng dan KM. 3 Plaju.

Minyak di Tengguleng ditampung di storage tank yang berjumlah 4 storage tank. Minyak

selanjutnya diekspor melalui kapal FSO Laksmiati. Pada salaes point KM.3 terdapat matering

penjualan yang diawasi bersama PT. Medco E & P Indonesia dengan PT. Pertamina.

20

BAB IV

Well Completion, Well Problem and Treatment Problem

Proses pengerjaan suatu sumur dapat dibagi menjadi beberapa tahap mulai dari

drilling (pengeboran), completion (penyelesaian sumur), workover (kerja ulang), well service

(perawatan sumur) dan plug and abandon. Tahap – tahapnya akan dijelaskan sebagai berikut :

1. Drilling (Pengeboran)

a) Membuat lubang sampai menembus target formasi

b) Memasang pipa – pipa selubung (casing) beserta penyemenannya

2. Completion (Penyelesaian Sumur)

a) Memasang peralatan bawah tanah agar sumur bisa di produksi

b) Melubangi (perforasi) casing agar fluida formasi masuk ke lubang sumur

c) Mengalirkan fluida ke permukaan baik dengan cara mengalir sendiri (natural

flow) maupun dengan pengagkatan buatan (artificial lif)

3. Work Over (Kerja Ulang)

a) Pindah lapisan, menutup lapisan yang lama, membuka yang baru

b) Perangsangan sumur (stimulasi), membuat sumur upaya lebih productive dengan

cara Acidizing atau Hydraulic Fracturing

c) Segala macam pekerjaan yang menyangkut treatment terhadap reservoirnya

4. Well Service (Perawatan Sumur)

a) Perawatan sumur dari kerusakan – kerusakan mekanikal peralatan sumur

b) Memasang baru peralatan articial lift

c) Mengganti peralatan artificial lift dalam rangka optimasasi produksi

5. Plug and Abandon

22

Meninggalkan sumur karena sudah tidak produktif lagi, dengan cara membuat

sumbatan – sumbatan dalam sumur agar aman pada saat ditinggalkan

4.1 Well Completion

Well completion atau penyelesaian sumur adalah pekerjaan setelah pemboran, logging

dan pemasangan casing dan flanged sudah dilakukan. Penyempurnaan sumur

(komplesi) dilakukan agar fluida dari dasar sumur dapat mengalir ke permukaan.

Komplesi dapat dilakuka dengan rig yang sama atau diganti dengan snubbing unit atau

unit yang lebih murah. Jenis komplesi sumur ini bermacam – macam pilihannya

tergantung pada beberapa faktor, diantaranya adalah :

Biaya

Diperlukannya well stimulation

Beberapa masalah produksi khusus, seperti sand control atau artificial lift

Jenis pendorong reservoir

Lokasi batas gas – minyak dan air – minyak

Kemungkinan dilaksanakannya secondary recovery dimasa yang akan datang

Metode well completion merupakan hal yang terpenting pada bagian perminyakan yaitu

untuk memulai produksi fluida dari bagian formasi dan untuk menentukan cara apa

yang akan digunakan untuk metode pengangkatan fluidanya. Pada metode well

completion terdapat cara untuk melubangi casing, cement dan formasi untuk maksud

mengalirkan fluida dari formasi ke lubang sumur dan sampai pada pernukaan, cara ini

sering disebut dengan perforasi.

23

Parameter dari perforasi antara lain :

1. Ukuran gun : makin besar ukuran makin banyak charge (bahan peledak) yang

terkandung, makin kuat daya ledaknya yang bisa menghasilkan penetration

depth yang dalam atau ukuran lubang yang lebih besar

2. Shoot density (SPF – shoots per foot) : Jumlah gun per foot, artinya juga

jumlah lubang per foot yang dihasilkan. Karena formasi kebanyakan tidak

homogen, dengan SPF yang tinggi semua bagian dari formasi dapat terlubangi

sehingga makin besar juga kemungkinan perlubangan pada bagian formasi

yang permeable

3. Phasing : arah lubang perforasi. Semakin banyak arah, semakin besar pula

kemungkinan perlubangan pada bagian formasi yang permeable

4. Stand off : jarak tembak gun, artinya jarak gun terhadap dinding casing. Makin

dekat jarak tembak makin dalam penetration depth-nya

Jenis – jenis perforation gun antara lain :

1. Thru tubing perforator : gun diturunkan melalui inside diameter tubing dengan

wireline, kemudian wireline dialiri arus listrik untuk mengaktifkan detonator

pada gun. Ciri – ciri dari thru tubing perforator adalah sebagai berikut :

a. Diameter gun lebih kecil dari inside diameter tubing, kemampuan

penetrasi lubang terbatas

b. Dapat dilakukan underbalance perforating

c. Sumur dapat langsung di produksi setelah perforating

24

Tabel 4.1

Thru Tubing Perforator by OWEN

2. Casing gun : gun diturunkan dengan wireline di dalam casing (tanpa tubing),

kemudian wireline dialiri arus listrik untuk mengaktifkan detonator pada gun.

Ciri – ciri dari casing gun adalah sebagai berikut :

a. Diameter gun lebih besar, kemampuan penetrasi yang lebih dalam

b. SPF dan phasing bisa lebih banyak

c. Stand off bisa lebih pendek, kemampuan penetrasi gun lebih dalam

d. Sulit dilakukan underbalance perforating

e. Debris gun (sisa perforating gun) tidak mengotori lubang sumur karena

debris tertampung dalam silinder pembawa gun

25

Tabel 4.2

Casing Gun by OWEN

3. TCP (tubing Conveyed perfotation) : gun diturunkan dengan tubing dimana

gun cariernya berbentuk silinder sama seperti casing gun. Untuk mengaktifkan

detonator pada tubing conveyed perforation dapat menggunakan dua cara,

yaitu dengan cara hydraulic atau pun dengan cara mekanikal. Ciri – ciri dari

tubing conveyed perforation adalah sebagai berikut :

a. Mempunyai keuntungan seperti casing gun seperti diameter gun lebih

besar, spsf dan phasing bisa lebih banyak, stand off lebih pendek, debris

tidak jatuh ke lubang sumur

b. Bisa di lakukan underbalanced perforating

c. Sumur dapat langsung di produksi setelah perforating

26

Tabel 4.3

Tubing Conveyed Perforation by OWEN

System firing perforating gun secara prinsip dibagi menjadi 3 macam, yaitu eletrical,

mechanical dan hydraulic.

Electrical : pada semua sistem wire gun : thru tubing dan casing gun. Arus

listrik dialirkan melalui wireline (conductor line) untuk mengaktifkan detonator

yang akan meledakkan gun melalui prima cord.

Mechanical : pada sistem TCP gun. Detenator diaktifkan dengan pukulan bar

yang dijatuhkan dari permukaan, membakar prima cord dan seterusnya

meledakkan gun. Sistem drop bar ini hanya digunakan untuk sumur vertikal

atau sumur dengan kemiringan kecil yang memungkinkan bar bisa sampai ke

perforating gun.

Hydraulic : pada sistem TCP gun. Detenator diaktifkan dengan tekanan tubing.

Dilakukan untuk sumur dengan kemiringan besar sehingga drop bar akan sulit

mencapai top of gun. Selalu dilengkapi dengan TDF (time delay firing), artinya

ada tenggang waktu antara pemberian tekanan di tubing sampai detonator aktif.

27

Tenggang waktu ini gunanya untuk memberi kesempatan tekanan tubing di

bleed off sampai tekanan hydrostatic diatas gun menjadi under balance. Dalam

hal ini media untuk pressure up tubing adalah fluida yang ringan (Nitrogen,

diesel oil atau low density formasi. Perlu diketahui juga sistem Hydrauling

Firing ini juga digunakan untuk back up mechanical firing manakala drop bar

gagal mengaktifkan detonator.

Metode well completion terbagi atas dua bagian utama yaitu bottom hole

completion dan tubing completion. Bottom hole completion dapat dilakukan secara

uncased hole completion (tanpa penahan) atau secara cased hole completion

(dengan penahan) yang di perforasi. Pada tubing completion diusahakan agar

mampu mengangkat fluida yang telah berada dalam lubang sumur ke permukaan

dengan semaksimal mungkin.

4.1.1. Bottom Hole Completion

Pada metoda ini terbagi atas dua macam yaitu open hole completion dan perforated

casing completion. Open hole completion merupakan metoda yang paling

sederhana, dimana casing hanya dipasang sampai puncak formasi produktif,

sehingga formasi yang kompak (tidak mudah gugur) dapat terproduksi, dapat

dilihat pada gambar 4.1.

Keuntungan dari metode open hole completion adalah:

1. Murah

2. Tidak ada halangan untuk aliran ke sumur sehingga pressure loss di

perforasi bisa mendekati nol.

28

Kerugian dari open hole completion adalah:

1. Untuk formasi yang banyak layer semua lapisan produksi akan terproduksi

tanpa adanya pengontrolan

2. Tidak mungkin dilakukan test sumur satu per satu untuk sistem formasi

banyak lapisan

3. Tidak bisa menutup salah satu zone bila berproduksi air atau gas

4. Tidak mudah untuk dilakukan penambahan peralatan bawah

5. Lebih besar memungkinan terjadinya fines dan partikel pengendapan

Pada sumur demikian sumur dibor sampai target formasi dan disemen disitu. Lalu

formasi produktif di bor dan lumpur disirkulasikan. Aliran masuk ke sumur tanpa

halangan, tetapi tanpa penguatan di dinding formasinya.

Gambar 4.1

Openhole Completion

29

Pada metoda perforated casing completion, casing produksi dipasang menebus

formasi produktif dan disemen yang selanjutnya diperforasi pada interval – interval

yang diinginkan. Dengan adanya casing produksi tersebut maka formasi yang

mudah gugur dapat ditahan. Cara ini paling umum dilakukan dimana – mana

karena lebih bisa melakukan profil kontrol, biaya relatif kecil kalau interval

perforasinya pendek dan laju produksi yang lebih besar bisa diharapkan karena

hampir tidak adanya bahaya formasi runtuh.

Gambar 4.2

Perforated Completion

4.1.2. Tubing Completion

Tubing completion berdasarkan jumlah production string yang digunakan dalam

satu sumur, dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu single completion, commingle

completion dan multiple completion.

30

1. Single Completion

Dalam metoda ini digunakan satu production string, dimana sumur hanya

memiliki satu lapisan atau zona produktif atau banyak lapisan tetapi di

produksi secara bergantian masing – masing zona. Single completion dapat

dilakukan secara open hole bila formasinya cukup kompak dan dilakukan

secara perforated jika formasinya kurang kompak dan diselingi lapisan –

lapisan tipis dari air atau gas, Gambar 4.3.

Gambar 4.3

Single Layer Single Tubing Completion

2. Commingle Completion

Dengan menggunakan metoda commingle (gambar 4.4) maka sumur yang

mempunya lebih dari satu lapisan atau zona produktif dapat diproduksikan

melalui satu production string.

31

Metoda commingle ini terdiri dari beberapa jenis, yaitu:

a. Tanpa menggunakan production tubing, jenis ini biasanya digunakan

untuk sumur dengan productivitas yang sangat besar dan fluida

produksi tidak korosif

b. Menggunakan tubing tanpa packer, jenis ini biasanya digunakan untuk

sumur dengan fluida produksi bersifat korosif atau mengandung bahan

– bahan pembentuk scale. Tubing yang di pasang tersebut digunakan

untuk menginjeksi corrosion inhibitor atau paraffin solvent

c. Single tubing single packer

d. Single tubing, single packer dengan ekstra tubing, ekstra tubing

tersebut digunakan untuk menginjeksi zat kimia

e. Single tubing single (dual) packer

Gambar 4.4

Double Layer Single Tubing Completion

32

3. Multiple Completion

Dilakukan untuk sumur yang memiliki lebih dari satu lapisan atau zone

produktif. Tiap – tiap zona produktif diproduksikan sendiri – sendiri secara

terpisah sesuai dengan produktivitasnya masing – masing, sehingga dapat

memaksimalkan recoverable oil. Pada metoda ini pengontrolan masing –

masing zona produksi dan kerusakan alat atau formasinya dapat dilakukan

secara mudah tetapi biaya yang harus dikeluarkan lebih besar dibandingkan

dengan metoda lainnya. Jenis multiple completion adalah, gambar 4.5

Gambar 4.5

Double Layer Dual Tubing Completion

a. Multiple-packer completion, packer pada jenis completion ini

digunakan sebagai pemisah fluida antar zone produktif. Multiple

packer yang biasa digunakan ada dua macam, yaitu :

Pararel tubing string

33

Pararel concentric tubing string

b. Multiple-tubingless completion,dalam metoda ini tidak digunakan

production tubing tetapi digunakan casing yang berukuran kecil

(biasanya 2 7/8 inch). Jenis ini cocok untuk sumur - sumur yang

berumur panjang dan mempunyai banyak masalah seperti sand control,

pada saat fracturing, saat acidizing dan masalah – masalah lain yang

memerlukan stimulasi atau treatment. Metoda ini kurang cocok untuk

sumur dengan fluida produksi yang bersifat korosi karena casing di

pasang dan di semen secara permanen.

4.1.3. Liner Completion

Metoda ini biasanya digunakan untik formasi produktif yang faktor sementasinya

berharga 1,4 – 1,7. Linear completion terdiri dari dua jenis, Gambar 4.6, yaitu :

1. Screen Liner Completion

Dalam metoda ini menggunakan cara casing produksi dipasang sampai

puncak dari formasi atau zone produktif kemudian liner dipasang pada zone

produktif yang dikombinasikan dengan screen sehingga pasir yang

terproduksi tertahan oleh screen. Pada pengunaan screen liner ada beberapa

macam type yang biasa digunakan, terdiri dari :

a. Slotted screen liner, yaitu screen line dengan lubang berupa celah

vertikal atau horizontal

b. Wire Wrapped screen liner, yaitu merupakan pipa saringan

berbentuk anyaman

c. Prepacked sand screen liner, yaitu berupa saringan dengan dua pipa

yang diantaranya diisi gravel pack

34

Gambar 4.6

Wire Screen and Liner Completion

Keuntungan :

Formation damage selama pemboran yang melewati zone produktif

dapat dikurangi karena tidak dilakukan penyemenan

Intepretasi log tidak kritis

Pembersihan lubang dapat dihindari

Pengurangan biaya karena tidak dilakuakn perforasi

Kelemahan :

Sukar mengontol terproduksinya air dan gas

Fluida mengalir ke lubang bor tidak dengan diameter penuh

Stimulasi atau treatment tidak dapat dilakukan secara efektif

Rig time bertambah dengan digunakannya cable tools

35

Tidak mudah menambah kedalaman

2. Perforated Liner Completion

Casing dipasang sampai diatas zone produktif, kemudian disambung

dengan casing liner yang disemen dan diperforasi. Formasi yang mudah

gugur akan ditahan oleh casng. Casing yang telah disemen kemudian

dilubangi dengan gun atau bullet perforator atapun jet perforator.

Keuntungan :

Produksi gas atau air dapat dikontrol

Stimulasi dapat dilakukan secara selektif

Kelemahan :

Fluida mengalir ke lubang tidak dengan diameter penuh

Interpretasi log kritis

Penyemenan sulit dilakukan

Ada tambahan biaya perforasi, penyemenan dan rig time

4.1.4. Gravel Pack Completion

Metoda ini dilakukan bila screen liner masih tidak mampu menahan terproduksinya

pasir. Caranya dalah dengan menginjeksikan sejumlah gravel pada formasi

produktif di sekeliling casing, sehingga fluida akan tertahan oleh pasir yang

membentuk barrier di belakang gravel, dan gravel ditahan oleh screen. Adapun

pemasangan gravel pack sebagai berikut :

Formasi produktif yang akan dipasang gravel diperforasi terlebih dahulu,

kemudian lubang sumur dibersihkan dari kotoran pasir formasi

Rangkaian pipa diturunkan dan selanjutnya gravel diinjeksikan dengan

tekanan tertentu

36

Screen liner dengan packer diturunkan dengan disertai pipa pembersih

(wash pipe) untuk membersihkan pasir yang ada di dalam lubang sumur

Setelah selesai penempatan screen liner pada kedalaman yang diinginkan,

wash pipe diangkat dari lubang sumur

Gambar 4.7

Gravel Pack Completion

4.1.5. Sand Consolidation

Metoda ini dilakukan pada lapisan yang tipis dengan butiran pasir relatif besar,

permeabilitas seragam (uniform) dan pasirnya bersih (clean stand). Prinsip metoda

ini adalah injeksi bahan kimia ke dalam lapisan pasir sehingga pasir yang terlepas

menjadi tersemen. Bahan kimia yang sering digunakan adalah epoxy resin,

phenolic resin atau furan resin.

Metode lain merupakan kombinasi antara gravel packing dengan konsolidasi

adalah gravel packing tersemen. Dalam hal ini gravel dicampur dengan material

plastik kemudian diinjeksi ke dalam lubang perforasi di depan formasi.

37

4.2 Well Problem

4.2.1. Formation damage

Permasalahan sumur di lapangan dapat di karenakan dari faktor mekanikal seperti

kerusakan valve, tubing, masalah kelistrikan dan juga ada faktor dari sumurnya itu

sendiri seperti korosi, partikel plugging atau bisa juga disebut formation damage.

Formation damage bisa terjadi bila konduktivitas fluida disekitar formasi

berkurang akibat turunnya permeabilias disekitar sumur dari harga mula- mula di

formasinya. Type penyebab dari formation damage antara lain :

a. Clay swelling : disebabkan oleh fresh water atau filtrat lumpur pemboran

merembes ke formasi yang mengandung shale seperti montmorillonite misalnya

yang berlapis – lapis. Sekali swelling terjadi sukar sekali untuk menaikkan

kembali permeabilitas dengan mengganti sistem lumpur ke lumpur asin (salt

warer mud) dan kalai naik kembali, tidak akan kembali ke harga permebilitas

semula.

b. Particle plugging : partikel di lumpur pemboran atau semen dapat menyebabkan

tertutupnya pori – pori batuan disekitar lubang bor. Selain itu terdapat group

clay illite (seperti rambut) dan kaolinite (juga berlapis) yang akan bergerak

partikelnya (migrasi) dan menutup lubang pori – pori kalau clay tsb tersentuh

oleh flitrat fresh water mud, baik silika maupun claynya sendiri. Jenis clay lain

seperti chlorite akan bereaksi dengan HCl dan membentuk silica gel yang akan

menutup pori – pori. Selain itu pengendapan scale oleh calcium carbonate,

calcium sulfate, barium sulfate juga dapat terjadi di formasi selain di lubang

sumurnya sendiri. Pengendapan asphaltene dan parafin dapat terjadi akibat

38

penurunan temperatur atau tekanan yang mana dapat menyebabka penurunan

konduktivitas akibat buntunya pori dan perubahan wettability.

c. Emulsion blocking

Dalam hal ini pori – pori tetap terbuka tetapi buntu akibat emuls yang sukar

bergerak. Jarang terjadi bahawa fasa minyak atau air di keduanya berasal dari

fomrasi. Umumnya akibat minyak diinjeksikan, lumpur bor/filtrate atau injeksi

air ke formasi, emulsi dengan viskositas sampai 15000 cp dapat terjadi sehigga

sangat menghambat produksi. Emulsi blocking dapat dilihat dari injeksi ke

formasi dimana injeksi makin lama makin mudah selama emulsi bergerak

menjauhi sumur. Kalau produksi dilakukan kembali maka emulsi mungkin akan

bergerak ke sumur kembali dan membantu produksi tsb. Jadi efeknya seperti

check valve (katup hambat balik).

d. Coning atau fingering. Coning adalah akibat naiknya batas air minyak disekitar

lubang bor membentuk semacam cone (kerucut) karena permeabilitas vertikal

besar. Sedangkan kalau fingering, airnya datang dari samping (horisontal).

Dalam hal ini produksi air akan meningkat terus dan produksi air sensitif

terhadap laju total produksi, hal mana tidak tejadi pada water blocking dimana

WOR tidak sensitif terhadap laju produksi.

4.2.2. Corrosion, Scale and Parrafin Removal

Formation damage harus diatasi untuk meningkatkan produkvitas sumur.

Formation damage yang sering ditemukan seperti korosi, scale dan paraffin.

Beberapa cara untuk menghilangkan formation damage tersebut antara lain :

39

1. Corrosion Removal

Material yang terbuat dari logam karena kondisi lingkungan yang tidak sesuai

akan mengalami suatu proses yang disebut dengan korosi. Bijih logam pada

umumnya merupakan senyawa oxida yang lebih stabil dari logamnya sendiri.

Logam mempunyai kecendrungan untuk bereaksi dengan oksigen, sulfat dan

elemen – elemen lain membentuk persenyawaan yang lebih stabil, sehingga

terbentuklah korosi.

Hadirnya air dalam proses korosi merupakan elektrolit, karena mengandung

garam – garam seperti chlorida, sulfida, atau gas terlarut seperti H2S, CO2,

oksigen atau SO2, sehingga arus listrik dari anoda ke katoda dapat mengalir.

Untuk mencegah korosi maka arus listrik ini harus dihentikan atau logam

dalam keadaan netral. Untuk menghentikan arus ini dapat dilakukan dengan

melawan arus tersebut (chatodic protection) atau dengan menggunakan

inhibitor atau coating, kedua material ini tahan terhadap arus listrik.

2. Scale Removal

Air formasi mengandung bermacam – macam bahan kimia dalam bentuk ion –

ion yang larut. Ion – ion tersebut bergabung satu sama lainnya membentuk

senyawa yang tidak dapat larut dalam air. Apabila jumlah senyawa tersebut

cukup banyak sehingga melampai batas kelarutannya pada suatu kondisi, maka

senyawa tersebut mengendap dalam bentuk padat yang sering disebut scale.

Batas kelarutan suatu senyawa dalam air tergantung pada beberapa faktor,

yaitu :

a. Tekanan

b. Temperatur

40

c. Tekanan Parsial CO2

d. TDS ( Total Dissoleved Salt)

Perubahan keempat faktor tersebut dapat terjadi di dalam sumur, mulai dari

dasar sumur sampai ke permukaan, ataupun sepanjang pipa salur yang dapat

menyumbat aliran fluida sehingga akan menurunkan produktivitas sumur.

Jenis scale yang sering ditemui adalah : kalsium karbonat, kalsium sulfat,

barium sulfat, stronsium sulfat, dan senyawa – senyawa besi.

Pencegahan scale dapat dilakukan dengan memasukkan bahan kimia tertentu

(scale inhibitor) ke dalam sistem aliran. Pencegahan scale tersebut adalah

sebagai berikut:

Pada awalnya pembentukan scale, yaitu merupakan kristal yang

sangat kecil. Scale inhibitor tersebut akan melapisi kristal dan

mencegah pertumbuhan kristal lebih lanjut

Scale inhibitor mencegah kristal scale mengendap di dinding tubing,

pipa salur, perforasi dan sebagainya.

Berdasarkan mekanisme pencegahan scale tersebut, maka dua hal pokok yang

harus dilakukan, yaitu :

1. Scale inhibitor harus ditempatkan di daerah “up-stream” dari sitem

aliran

2. Scale inhibitor harus berada di dalam fluida sumur secara terus

menerus. Hal ini dapat dilakukan dengan menginjeksikan secara

kontinyu atau ditempatkan di dalam fluida produksi sumur.

41

3. Paraffin Removal

Secara umum metoda untuk membersihkan endapan paraffin dapat

dikategorikan sebagai berikut :

a. Secara Mekanik

Metoda mekanik seperti scrapper, pisau, hook: yang dikombinasikan

dengan peralatan lain yang digunakan untuk membersihkan endapan

paraffin, menunjukkan hasil yang cukup memuaskan dalam pembersih

paraffin disekitar lubang bor.

b. Secara Kimia (Pelarutan Paraffin)

Penggunaan larutan kimia untuk membersihkan paraffin menjadi

sangat terkenal. Tetapi beberapa larutan tidak dapat digunakan di

Indonesia.

Carbon Disulfides (CS2) adalah pelarut paraffin yang baik, akan tetapi

mempunyai titik nyala yang sangat rendah dan uapnya sangat beracun,

sehingga sangat berbahaya dilakukan di lapangan.

Carbon Tetraclorida (CCl4) adalah salah satu pelarut paraffin yang

baik, namun adanya organik – klorida dalam larutan dalam ppm (part

permillion) sangat merusak refinery catalist. Biasanya minyak mentah

akan ditolak jika terdeteksi mengandung organic klorida.

c. Secara Pemanasan ( Pelelehan Paraffin)

Salah satu teknik pembersihan endapan paraffin yang terkenal adalah

dengan melelehkan paraffin dengan minyak panas (hot oil). Metoda ini

sangat sederhana yaitu dengan mengalirkan minyak mentah melalui

alat penukar panas dan memompakannya ke dalam sumur dengan

42

temperatur lebih dari 150C (300F). Biasanya sudah cukup untuk

melelehkan paraffin di dalam tubing, yang kemudian di produksikan

kembali dengan minyak.

Kelemahannya adalah selama minyak panas disirkulasikan, fluida

tersebut mengandung kandungan paraffin dengan konsentrasi yang

tinggi, mungkin ada yang bocor dan masuk ke zona produktif dan

mendingin membentuk endapan paraffin di formasi.

Apabila kejadian tersebut terjadi, hal ini memerlukan proses

peredaman menggunakan pelarut paraffin yang baik untuk

membersihkan paraffin dan mendorong keluar dari batuan formasi.

Penggunaan uang sangat sukses dalam menghadapi masalah paraffin di

sejumlah lapangan. Berbagai metode telah dikembangkan untuk

menghadapi beberapa kondisi yang ditemui di lapangan. Semua

metoda pada dasarnya mentrasmisikan panas ke minyak dan paraffin di

dalam tubing sehingga melelehkan paraffin yang kemudian di alirkan

bersama minyak.

Pemanasan dengan uap digunakan untuk memanaskan formasi dan

membersihkan paraffin dari muka formasi (sand face). Tetapi

kegagalannya, dapat menutup zone produksi sama seperti yang dialami

jika menggunakan minyak panas.

4.3 Treatment Problem

Masalah – masalah yang terdapat pada sumur harus mempunyai solusi agar sumur

dapat tetap berproduksi dan menghasilkan crude oil yang bagus. Salah satu cara untuk

merawat sumur adalah workover atau kerja ulang sumur.

43

4.3.1. Work Over

Workover merupakan kerja ulang sumur yang dilakukan untuk meningkatkan

produktivitas dari sebuah formasi serta memperpanjang umur dari sumur agar tetap

berproduksi. Macam – macam dari workover, antara lain :

1. Perawatan Perbaikan Produksi Sumur

Terdapat beberapa perbaikan sumur yang mendasar, yang biasanya di lakukan

oleh service company, yang bertujuan untuk memperbaiki atau memperbaharui

serta memperpanjang sumur berproduksi, dapat dibedakan menjadi :

Operasi Swabbing

Sand Control dan Sand Clean Out

Corrosion, Scale dan Paraffin Removal

Penggantian Zone Produktif

Pendeteksian Kebocoran dan Isolasi

2. Swabbing

Swabbing adalah proses pengeluaran fluida yang terakumulasi di dasar sumur

yang disebabkan oleh sumur berhenti mengalir secara alami. Kejadian ini

terjadi disebabkan bila tekanan formasi tidak cukup untuk mengangkat kolom

fluida yang terakumulasi di dasar sumur ke permukaan.

Swabbing dilaksanakan dengan menurunkan peralatan khusus ke lubang

sumur menggunakan wireline. Peralatan swabbing dilengkapi dengan

“swabbing cup” yang berfungsi mengangkat fluida ke permukaan, yang

selanjutnya dialirkan melalui flowline yang berhubungan dengan wellhead ke

tanki atau kolam penampung. Pada saat itu fluida dikeluarkan, tekanan

44

hidrostatik di lubang bor menjadi rendah. Pada saat tekanan turun dibawah

tekanan formasi, sumur akan mengalir secara alami kembali.

Ada beberapa sumur di-swab melalui casing, tetapi sebagian besar sumur di-

swab melalui tubing. Operasi swabbing dapat dikerjakan dengan menggunakan

unit peralatan seperti berikut ini.

Truck Mounted Swabbing Unit

Sejumlah sumur di swabbing dengan menggunakan “pole mast

production rig. Telescopic pole mast dapat diperpanjang di atas well

head sehingga tersedia ruang yang cukup untuk mengatur dan

mempersiapkan peralatan

Well Service Unit

Swabbing juga dapat dikerjakan dengan reguler production rig. Pada

kasus ini wireline unit sering disebut dengan “sand line” dihubungkan

dengan peralatan pengangkatan (hoisting drum). Pemilihan

penggunaan unit peralatan ini disebabkan sumur yang akan diswabbing

biasanya cukup dalam.

Peralatan Swabbing

Telescopic Portable Mast, dapat diangkat dengan posisi vertikal dengan

bantuan wireline, tetapi umumnya dengan hidrolik ram, serta dapat

dipertinggi sampai batas maksimum dalam beberapa menit. Biasanya,

operasi swabbing tidak menggunakan unit yang didukung wireline

untuk menegakkannya, tetapi dengan jenis screwtype atau

hydraulicjack untuk memperoleh kestabilan diatas wellhead.

45

Swabbing line, terbuat dari fiber core dan anyaman kawat baja

berkwalitas. Kekuatannya bervariasi tergantung dari diameternya. Jenis

yang digunakan tergantung dari type fluida yang akan diswab serta

beban gesekan yang akan diderita oleh line tersebut.

Hoisting Drum, tempat penyimpanan, penarikan serta menahan beban

yang diderita oleh wireline. Hoisting drum mempunyai kapasitas dari

10.000 sampai 15.000 wireline.

Oil Saver, adalah peralatan hidrolik yang terletak diatas lubricator. Oil

saver memperkecil bocornya fluida di sekitar wireline, memperkecil

kemungkinan tersemburnya fluida ke sekitar lingkungan sumur.

Lubricator, tabung kontainer yang ditempatkan di atas master valve,

atau shut-off valve pada wellhead. Peralatan ini juga berfungsi sebagai

pengatur tekanan pada saat operasi swabbing berlangsung

Level Winder,alat untuk mengatur gulungan kawat (wireline), guna

mencegah kemungkinan gulungan kawat menjadi kusut

Swabbing Assembly, peralatan swabbing yang diturukan ke dasar

sumur yang terdiri dari empat komponen, yaitu :

o Wire Rope Socket, alat yang digunakan untuk menyambung

antara peralatan swabbing dengan wireline

o Sinker Bar, biasanya 1 ½” diameter heavy metal bar dengan

panjang sekitar 20’. Peralatan ini diletakkan di atas unit

swabbing sebagai pemberat, sehingga wireline mudah

diturunkan dan tidak akan kusut selama berada di dalam sumur

46

o Set of Jar, tabung kosong yang bekerja secara hidrolis guna

menghadapi bahaya stuck

o Swabbing Unit, piston – like object yang terdiri dari cup dan

valve yang tersusun dalam mandrel. Pada saat diturunkan ke

dalam fluid valve akan terbuka, sehingga swabbing unit dapat

mencapai dasar sumur. Pada saat ditarik valve akan tertutup,

sehingga fluida yang terdapat pada cup akan terperangkap dan

terangkat ke permukaan.

3. Sand Control

Penurunan produktivitas sumur dapat disebabkan oleh beberapa hal, yaitu :

Kondisi reservoir

Kondisi produksi

Proses penyumbatan pada tubing

Lubang bor dan perforasinya

Kerusakan mekanis

Plugging/penyumbatan pada tubing, lubang bor dan perforasinya dapat

disebabkan oleh :

Pasir

Partikel – partikel formasi termasuk batuannya

Partikel – partikel lumpur

Endapan parafin

Aspalt scale

Collapse pada tubing/casing

47

Terproduksinya pasir dalam sumur dapat menimbulkan bermacam – macam

masalah, diantaranya yaitu :

Kerusakan peralatan dan fasilitas produksi

Penyumbatan aliran fluida produksi dalam pipa alir

Masalah – masalah lain yang sangat mengganggu produktivitas sumur

Hal – hal yang perlu dipertimbangkan sebelum melakukan kerja ulang

(workover) karena adanya masalah kepasiran, adalah :

1. Gravel Pack

Gravel pack merupakan workoveryang terbaik untuk single completion

dengan zone produksi yang panjang. Pelaksanannya adalah sebagai berikut

:

a. Pembersihan perforasi dengan clean fluid sebelum gravel pack

dipasang

b. Penentuan ukuran gravel pack sesuai dengan ukuran butiran formasi

c. Squeeze gravel pack ke dalam lubang perforasi, digunakan water

wet gravel jika digunakan oil placement fluid

d. Produksikan sumur dengan segera setelah packing, aliran produksi

dimlai dengan laju produksi rendah kemudian dilanjutkan dengan

kenaikan laju produksi sedikit demi sedikit.

Metoda ini merupakan pengontrolan pasir yang paling sederhana

dan paling tua umurnya. Pada prinsipnya adalah gravel yang

ditempatkan pada annulus antara screen/sloted dengan

casing/lubang bor, dimaksudkan agar dapat menahan pasir formasi.

48

2. Sand Consolidation

Sand consolidation dengan menggunakan material plastik. Pemilihan

metoda ini cocok untuk zone produksi yang pendek. Cara pelaksanaanya

adalah sebagai berikut :

a. Clean fluid secara uniform

b. Menginjeksikan material plastik ke zone produktif

c. Membersihkan pasir yang kotor denganHF acid-mutual solvent.

Merupakan teknik dengan menginjeksikan resin ke dalam formasi,

dimana resin tersebut diharapkan mengikat butir pasir, sehingga

berfungsi sebagai material penyemen.

3. Resin Coated Gravelpack

Injeksi dengan menggunakan plastic coated sand dan viscous placemet

fluid, biasanya metoda ini dipakai pada zona yang panjangnya medium,

dimana pasir telah diproduksikan dan memperlihatkan gejala caving.

Metoda yang digunakan adalah “sand lock”, yaitu dengan memasukkan

resin pembungkus gravel ke dalam formasi. Resin disini akan membentuk

jaringan batu pasir sintetis yang sangat permeabel.

4. Squeeze Cementing

Squeeze cementing adalah suatu operasi dimana suatu bubur semen ditekan

sampai tekanan tertentu pada suatu minyak atau gas.

Squeeze cementing bertujuan untuk :

Mengurangi water-oil ratio, water gas ratio atau gas oil ratio

Menutup formasi yang sudah tidak lagi produktif

Menutup zona lost circulation

49

Memperbaiki kebocoran yang terjadi di casing

Memperbaiki primary cementing yang kurang memuaskan

Operasi squeeze dilakukan selama operasi pemboran berlangsung, komplesi

maupun pada saat workover. Squeeze cementing pada workover merupakan

cara untuk menyumbat perforasi yang sudah tidak diperlukan lagi atau bagian

lubang yang terbuka sehingga suatu reservoir bisa diisolasi dan casing bisa

kukuh atau kuat terhadap tekanan.

5. Stimulation Reservoir

Stimulas adalah proses perbaikan formasi disekitar lubang sumur untuk

meningkatkan kemampuan produksi suatu sumur. Stimulasi dapat berupa

acidizing, acidizing – fracturing, dan hydraulic – fracturing.

Tujuan dari stimulasi adalah untuk meningkatkan productivity dengan

meningkatkkan permeabilitas sumur baik dengan menghilangkan scale

disekitar rekah – rekahan atau memperpanjang rekahan disekitar lubang bor.

a) Acidizing

Acidizing adalah suatu pekerjaan yang dilakukan dengan cara melarutkan

asam dengan batuan formasi yang bertujuan untuk mengecilkan batuan

formasi yang diakibatkan oleh adanya clay yang mengembang sehingga

menutup pori – pori batuan formasi. Proses acidizing dibagi menjadi dua,

yaitu Soak Acidizing (merendam sumur dengan asam) dan Matrix

Acidizing (memaksakan asam ke dalam lubang perforasi). Acidizing dapat

digunakan untuk mengurangi kerusakan formasi disekeliling lubang bor

pada semua type reservoir.

50

Ada tiga syarat agar asam bisa digunakan untuk stimulasi :

1. Harus bisa bereaksi dengan karbonat dan mineral lain untuk

menghasilkan produk yang bisa melarut

2. Ia harus bisa menghambat karat di peralatan sumur

3. Hal lain seperti aman, biaya, pengadaan, penyimpanan, dll.

Asam yang sering digunakan dalam proses acidizing adalah :

1. HCl

Terutama untuk formasi karbonat, konsentrasi asam yang

digunakan biasanya adalah 15% berat larutan HCl dalam air.

Keburukan HCl adalah sangat korosif. Korosi yang tinggi dan sulit

untuk di kontrol pada temperatur 250F. Juga lempengan

alumunium atau chromium sering ditemukan dan merusak pompa

2. HCl – HF

Campuran asam ini digunakan untuk formasi sand stone. Dalam

industri kimia, HF merupakan bahan murni dalam bentuk anhyrrat

dengan konsentrasi 40 – 70 % larutan. Karakteristik korosi dari

campuran asam ini dapat dibandingkan dengan asam yang hanya

terdiri dari asam HCl, tetapi pada campuran asam ditemukan

penghambat korosi yang lebih baik.

3. Asam Acetic

Kebaikan dari asam organik secara umum adalah korosi yang lebih

rendah dan lebih sedikit hambatan pada temperatur tinggi.

Umumnya asam acetic digunakan pada konsentrasi 10% berat

larutan dalam air.

51

4. Asam Formic

Asam formic lebih kecil berat molekulnya, lebih mudah daya larut

batuannya dan lebih kuat asamnya dibandingkan dengan asam

acetic. Dapat digunakan pada temperatur tinggi sekitar 400F.

Keburukan dari asam ini, yaitu sulit mencegah korosinya.

Walaupun lebih korosif dari asam acetic, tetapi lebih rendah

derajat korosinya dibandingkan dengan HCl.

5. Acetic – HCl dan Formic – HCl

Digunakan untuk formasi karbonat, dirancang untuk menghasilkan

“dissolving power” yang ekonomis dari HCl pada saat mencapai

korosi yang paling rendah (terutama pada temperatur tinggi) dari

asam organik. Oleh karena itu, aplikasinya pada temperatur

formasi yang tinggi, dimana biaya pencegahan korosi cenderung

melebihi biaya seluruh treatment.

Acid Additive diperlukan untuk mencegah kerusakan alat produksi, antara

lain corrosion inhibitor, surfactant untuk bermacam keperluan dan zat lain

untuk diverting agent.

a. Surfactant, selalu dipakai pada pengasaman untuk non emulsifyer,

emulsion breakers, antisludging agent, wetting agents, foaming

agents, surface tension reducers, clay stabilizer, dll. Biasanya

surfactant ditambah <0,5%. Waktu memilih surfactant harus di

perhatikan kompatibilitasnya dengan zat kimiawi yang lain.

Surfactant ada beberapa jenis, yang kationic untuk limestone dan

anionic untuk sandstones kecuali kalau nonionics.

52

b. Corrosin inhibitors

Pada acidizing biasanya tubing harus di “pickle” yaitu dialiri asam

HCL 15% + corrosion inhibitor untuk 2-3/8” tubing 85 gal/1000ft,

2 7/8” tubing 110 gal/1000ft dan 3 ½” tubing 140 gal/1000 ft.

Asam ini harus balik ke permukaan baik karena produksi

membawa kembali atau dengan sirkualasi coiled tubing atau

macaroni tubing atau lewat annulus. Inhibitor besi yang biasa

dipakai adalah citrci acid, karena citric acid yang kebanyakan akan

mengahsilkan endapan, karena itu dikombinasikan dengan EDTA

agar kelebihan citric dapat dihindarkan sedangkan kalau masih ada

fe bisa ditanggulangi dengan EDTA tsb.

b) Acidizing Fracturing

Acidizing fracturing hampir sama dengan acidizing tetapi diinjeksikan di

bawah kondisi bertekanan sehingga dapat meretakkan formasi yang akan

diacidizing

c) Hydraulic Fracturing

Proses peretakan formasi dengan menginjeksikan fluida (Cair) ke formasi

dibawah kondisi bertekanan sehingga dapat meretakan formasi disekitar

lubang bor. Biasanya dalam fluida dicampur dengan material pengganjal,

sehingga pada tekanan peretakan diturunkan maka formasi yang sudah

retak tidak tertutup lagi. Merupakan fludia peretak yang dapat membawa

pengganjal masuk ke rekahan, tetapi tidak membawanya lagi ke luar,

disebut breaker.

Tahap dari perekahan bisa dimulai dengan

53

1. Pre-pad, berviskositas rendah seperti air, minyak atau foam, ditambah

sedikit gel, friction reducer, surfactant atau KCl pencegah damage.

Prepad digunakan untuk memudahkan terjadinya rekahan dan

meninginkan formasi. Prepad tidak perlu untuk temperatur formasi

cukup rendah. (dalam industri kadang – kadang istilah prepad berarti

minifract sebelum perekahan sebelumnya, dimana prepad ini

diinjeksikan kemudian sumur ditutup untuk evaluasi baru perekahan

sebenernya dengan pad dipompakan)

2. Pad adalah fluida kental tanpa proppant yang dipompakan untuk

melebarkan dan mempertinggi rekahan, dan mempersiapkan jalannya

slurry dengan proppant. Volume pad juga akan mengurang leak – off

(kebocoran) pada slurry nanti karena telah mulai terbentuk filter cake

pada pad. Kemungkinan terjadinya screen – out premature dapat

dihindarkan dengan menaikkan laju injeksi, volume pad atau

meningkatkan effisiensi sistim fluidanya. Volume pad dilaporkan

sebagai presentasi dari total viscous fludi (pad + slurry) dan biasanya

25 – 45 % yang makin besar kalau ada rekahan alamiah di formasinya.

Kenaikan volume pad menaikkan resiko biaya dan formation damage.

3. Slurry dengan proppant

Slurry (bubur) dengan proppant akan mengembangkan rekahan

menjauhi sumur menambah lebar panjang rekahan serta membawa

proppant untuk mengisi rekahan. Harga maksimum konsentrasi

proppant tergantung dari formasinya, sistem fluida dan konsentrasi

gelnya. Perekahan yang effisien adalah menaruh proppant sebanyak –

54

banyaknya dengan minimum fluida, sehimhha biayanya minimum.

Umumnya dilakukan dengan ramp system, dimana mula-mula proppant

dimasukkan dengan kadar rendah dan naik lambat – lambat sampai ke

harga maksimum, lalu konstant.

4. Flush.

Dipompakan cairan dasar dibelakang slurry dengan proppant agar

mendorong slurry tersebut masuk ke formasi, tetapi harus dijaga jangan

sampai smeua proppant masuk ke formasi dan menyebabkan di dekat

sumur terjadi penutupan kembali rekahannya (choke fracture). Dalam

praktek selalu ditinggalkan slurry sedikit di sumur. Perekahan hidraulik

terbaik dilakukan untuk permeabilitas yang relatif kecil (<10 md) atau

dimana damagenya agak dalam. Pada masa – masa akhir ini sering

dipakai juga untuk permeabilitas besar (>10 md, bahkan diatas 100 md)

karena pertama untuk menghilangkan damage, kedua kalau

mengunakan asam, terjadinya reaksi komplikasi lebih mungkin.

Keuntungan ketiga adalah kalau ada fines atau butiran kecil bergerak

ke sumur maka akan ditahan jauh dari sumurnya dan karena kecepatan

distitu relatif kecil maka fines terserbut tidak terangkut oleh arus, jadi

mencegah damage dari dalam reservoirnya sendiri. Istilah tip screen

out (TSO) sering dipakai pada akhir – akhir ini untuk rekahan pada

permeabilitas cukup besar dan tidak jauh penetrasinya (sekitar 40 – 150

ft), rekahan ini bisa membuat proppant mencapai ujung rekahan (tip)

karena memang relatif tidak terlalu panjang, dimana dalam hal rekahan

panjang tsb proppant sering tidak mencapai ujungnya.

55

BAB V

PEMBAHASAN

5.1 Perforasi di Sumur A

Pada laporan Kerja Praktek kali ini saya akan membahas tentang kegiatan yang

dilakukan secara spesifik menyerupai studi kasus. Dalam kesempatan kali ini, saya akan

membahas tentang perkerjaan perforasi pada sumur A. Perforasi merupakan bagian dari

optimasi sumur. Optimasi sumur adalah kegiatan untuk menaikkan laju produksi atau

mempertahankan laju produksi yang ada, serta mengoptimalkan pengambilan cadangan yang

ada di reservoir agar bisa naik ke permukaan secra baik dan sesuai atau bahkan melebihi

target produksi.

Langkah – langkah untuk memproduksikan suatu sumur yang baru akan diproduksi

yaitu, seorang Workover Well Service Engineer (WOWS Engineer) akan membuat program

yang bisa membuat pekerjaan dari sumur ini dapat berjalan dengan baik, dan dapat

dimengerti oleh service company yang mengerjakan pekerjaan ini, dalam pengerjaannya

waktu juga harus diperhatikan, maka dari itu waktu menjadi hal yang sangat penting bagi

engineer untuk membuat program. Program tersebut berisikan tahap – tahap yang akan

dilakukan, seperti kedalaman yang akan di perforasi, alat yang digunakan, phasing dan

berapa spf dari alat tersebut.

Sumur A merupakan sumur yang baru akan di produksikan, setelah WOWS engineer

membuat programnya, maka kita akan melakukan test running hole sebelum dilakukan

perforasi, perforasi pada sumur A ini menggunakan salah satu macam dari thru tubing gun,

yaitu link shougun dengan ukuran 1-11/16” SDP (shot deep penetration) dengan 6 SPF dan

60 deg phasing. Alat ini diturunkan menggunakan wireline yang masuk melewati tubing.

Setelah menurunkan peralatan perforasi, maka kita akan melukukan rekam formasi, dengan

56

cara menggunakan alat logging untuk memastikan kedalaman yang ada dan juga mengetahui

keberadaan dari casing, alat logging yang digunakan adalah CCL (casing Collar Log).

Service company yang membantu untuk perforasi ini adalah EPI Logging. Setelah itu,

cocokkan data yang didapat dari CCL dengan data yang sudah di peroleh sebelumnya. Jika

sudah cocok langkah perforasi bisa langsung di lakukan di kedalaman yang dituju, seluruh

kegiatan perforasi ini menggunakan wireline yang dikendalikan oleh unit. Wireline akan di

aliri arus listrik untuk mengaktifkan detonator yang terdapat di link shogun. Kedalaman yang

dituju pada perforasi kali ini adalah 2780-2784 ft KBMD dan 2786 – 2792 ft KBMD.

Setelah perforasi dilakukan ada 3 tanda yang harus diperhatikan, yaitu bergetarnya

wireline, jatuhnya plat tembaga, dan turunnya tension secara drastis. Standy by kan alat

perforasi selama 10 menit untuk memastikan perforasi berjalan dengan baik, setelah itu

rekam kembali log sesudah perforasi, kemudian check apakah kedalaman yang di perforasi

benar atau tidak. Setelah itu rekam juga shut-in tubing pressure dan shut in casing pressure

dengan menggunakan Electromagnetic Radiation (EMR).

Swabbing dilakukan setelah perforasi, pada sumur ini di lakukan test swabbing sumur

sebanyak 5 kali, level fluid pertama sedalam 1560 ft KBMD, swab yang pertama dilakukan

pada kedalaman 2000 ft KBMD dan swab selanjutanya dilakukan di kedalaman 2200 ft

KBMD. Hasil recovery yang didapat sebanyak 1,8 bbls dan total dari recovery 10,6 bbls

dengan water cut 100 % dan ditemukan juga aliran fluida.

Aliran fluida yang mengalir di alirkan ke arah tank yang melewati poorboy separator

terlebih dahulu dan gas yang terproduksi di bakar di flaring. Swabbing juga di test dengan

mengatur bukaan choke, hasil test dapat dilihat pada table 5.1

57

Tabel 5.1

Hasil Swabbing

Choke WHP REC Total Liq Rec

Open 0-psi Dry gas 0

Open 0-psi Dry gas 0

½” 20-psi Dry gas 0



Setelah di lakukan swabbing, lalu dilakukan SBHP (Static Bottom Hole Pressure),

pertama yang dilakukan adalah menurunkan gauge cutter untuk mengecheck kondisi dari

tubing, setelah kondisi tubing baik – baik saja kemudian cabut gauge cutter ke permukaan.

Kemudian turunkan Electromagnetic Radiation (EMR) ke kedalaman 2780 – 2784 ft KBMD

dan 2786 – 2792 ft KBMD untuk mengecek tekanan di bawah permukaan. Seteleh

pengecekan tekanan di tubing, didapatkan hasil tekanan dari thru tubing ke influx tank dan

gas ke flaring thru poorboy separator, tekanan stabil pada 35 psi, dan recovery hanya gas.

Setelah itu kita menutup safety valve dan meng-unset 1 ft tubing string lalu

memompakan ke dalam sumur air formasi dengan 110 bbls, 8,4 ppg sampai annulus.

Kemudian diamkan sumur selama 30 menit. Hasil yang didapat ternyata tidak ada, tidak ada

aliran dan tidak ada fluida yang naik. Kemudian pasang string yang lebih rendah sampai

EOTP (End Of Tubing Pressure) di kedalaman 2790 ft KBMD dengan 7 joints masing –

masing memakai 2 7/8” tubing, kemudian sirkulasi sumur untuk dibersihkan dari gas dengan

memompakan air formasi sebanyak 120 bbls dan 8,4 ppg. Kemudian diamkan sumur selama

30 menit.

58

Kemudian cabut 84 joints tubing ukuran 2 7/8” tubing, packer dengan ukuran 7” R-3,

dan 3 joints tubing ukuran 2 7/8” sebagai tubing produksi sampai ke atas permukaan.

Penuhkan sumur dengan air formasi, yang diambil dari trip tank. Setelah itu, pasang lagi 1

joint tubing ukuran 2 7/8” sebagai tubing produksi, packer ukuran 7” R-3, 1 joint tubing

ukuran 2 7/8”, SPM dengan ukuran 2 3/8” sebagai Gas Lift Valve-3, 19 joints tubing ukuran

2 7/8”, SPM dengan ukuran 2 3/8” sebagai Gas Lift Valve-2, 32 joints tubing ukuran 2 7/8”,

SPM dengan ukuran 2 3/8” sebagai Gas Lift Valve-1, 33 joint tubing ukuran 2 7/8 sebagai

tubing hanger dan EOTP pada 2702 ft KBMD. Pasang packer ukuran 7” R-3 pada kedalaman

2671 ft KBMD dengan menurunkan 7000 lbs dan EOTP pada kedalaman 2702 ft KBMD.

Kemudian memasang BPV dengan ukuran 7 1/16” pada tekanan 3000 psi dimana

BOP stack sudah selesai juga dipasang. X-mastree dan test X-Mastree di set pada tekanan

200 – 1500 psi, tahan 10 menit.

5.2 Acidizing Pada Sumur A

Acidizing pada sumur tidak langsung di lakukan, perlu di perhatikan beberapa hal,

salah satunya adalah hasil swab dari sumur tersebut. Seperti halnya tersebut, acidizing pada

sumur A juga dilihat hasil test swabbingnya, hasil test swabbing pada sumur A

memperlihatkan hasilnya bahwa yang didapat hanya gas saja tidak ada liquid, dengan hasil

tersebut maka akan diputuskan metido acidizing apa yang akan digunakan.

Acidizing pada A akan dilakukan apabila :

1. Laju produksi > 75 BOPD maka sumur akan langsung di produksikan

sampai 100 BOPD, WC 90%, 1500 BLFD

59

2. Laju produksi 50 – 75 BOPD dan WC 80% - 90% maka akan dilakukan

soak acidizing, lalu akan langsung di produksikan sampai 100 BOPD, WC

90%, 1500 BLFD

3. Laju produksi 25 – 50 BOPD dan WC 75% - 80 %, maka akan dlakukan

matrix acidizing, lalu akan langsung di produksikan sampai 100 BOPD,

WC 90%, 1500 BLFD

4. Laju produksi 0 – 25 BOPD atau WC 90% - 100 % akan dilakukan

konsultasi ke Jakarta.

Untuk melakukan acidizing pada sebuah sumur, acidizing mempunyai formula acid

masing – masing, sesuai dengan keadaan sumur tersebut. Untuk sumur A mempunyai

formula acid sebagai berikut :

Perf length 10 ft

Treatment 40 gof

Excess 10%

Tabel 5.2

Formula Acidizing di Sumur A

15% Acid Desired 622 gal 14,8 bbl

Fresh water 307 gal 7,3 bbl

Hal-404 3,11 gal 0,62 can

32% HCl 275 gal 5 drum

60

AS-7 3.11 gal 0.62 can

Losurf – 259 3.11 gal 0.62 can

Musol – E 31.1 gal 0.57 drum

Langkah – langkah untuk melakukan acidizing, sebagai berikut :

1. Siapkan bebrapa barrel dari HCL 15% yang sudah dicampur (40 GPF) untuk FU yang

mana ingin untuk di stimulasi. Pencampuran prosedur ditentukan oleh service

company.

Material Kualitas

Fresh Water

Lihat perhitungan untuk formasi

unit yang diinginkan

Hal-404



32% HCl



AS-7



Losurf – 259



Musol – E



61

2. Pompakan 15% asam HCL yang sudah di campur, sebagai berikut :

a. Pompakan seluruh 15% asam HCl yang sudah di campur kedalam formasi unit

yang ingin di stimulasi melalui tubing

b. Casing valve masih ditutup. Pindahkan semua asam ke dalam formasi dengan

menggunakan air formasi dengan tekanan maksimum pompa 800 psi (tekanan

injeksi). Jangan lupa untuk memonitor tekanan casing.

c. Tekanan diharapkan sampai dengan 0psi. Kemudian diputuskan aliran melalui

crown valve.

d. Kemudian service unit membersihkan seluruh peralatan acidizing. Penetralan

semua asam yang tersisa di permukaan menggunakan soda kaustik.

62

BAB VI

KESIMPULAN & REKOMENDASI

6.1 Kesimpulan

1. Well completion pada sumur A dilakukan perforasi dengan menggunakan link

shogun dengan ukuran 1 11/16” dengan 6 SPF dan 60 deg phasing. Perforasi akan di

lakukan pada kedalaman 2780-2784 ft KBMD dan 2786 – 2792 ft KBMD.

2. Pada formasi baturaja apabila setelah di perforasi tetapi fluidanya belum naik ke

permukaan karena kurangnya tekanan dari reservoir, maka perlu dilakukan acidizing

baik soak acidizing ataupun matriks acidizing tergantung dari laju alir yang didapat.

3. Setelah di swabbing, ternyata yang didapat hanya dry gas saja, untuk membuktikan

ada atau tidaknya fluida setelah di perforasi, maka di perlukan metode matrix

acidizing dengan formula acidizing yang ada.

6.2 Rekomendasi

1. Apabila menggunakan tubing dengan ukuran 2 7/8” dan SPM 2 3/8” lebih baik

menggunakan ukuran gun yang lebih kecil yaitu 1 11/16” dengan 6 SPF dan 60 deg

phasing. Supaya gun tidak stuck di tubing.

2. Apabila ingin tetep memakai gun 2 1/8”, ukuran SPM pada tubing harus diperbesar

menjadi 2 7/8” sama seperti ukuran tubing, agar gun tidak stuck di tubing.

3. Apabila hasil swabbing yang didapat hanya dry gas dan tidak ada keterangan zona

water maka metode acidizing yang dipakai adalah matrix acidizing.

63

Daftar Pustaka

1. “Basic Completion, Workover and Well Service”., Kaji, South Sumatra, PT Medco

E&P, 2005

2. Bellarby, Jonathan. “Well Completion Design”. Developments in petroleum science,

volume 56, 2009

3. Halim, Andri. “Komplesi dan Kerja Ulang Sumur”, Jakarta, Universitas Trisakti,

2011

4. “Halliburton Cementing Tables”. Kaji, South Sumatera. 2007

5. “Owen Oil Tools”, Techinal product Catalog, 2003

6. “Reference Acidizing”., Kaji, South Sumatra, 2006

7. Rudiandini, Rudi., “Well Engineering”. In-house training, PT EOR Teknologi,

Jakarta, 2005

8. Tjondro, Bambang., “Stimulation : Acidizing & Hydraulic Fracturing”. Bandung,

2007

9. Tjondro, Bambang., “Well Stimulation”. In-house training, PT EOR Teknologi,

Jakarta, 2005

LAMPIRAN

63

ACTIVITY REPORT FROM (11th

– 18th

JULY 2011)

PT MEDCO E & P INDONESIA, KAJI – SEMOGA FIELD,

RIMAU ASSETS BLOCK, PALEMBANG,

SOUTH SUMATERA, INDONESIA

Hari ke – 1 (Senin, 11 Juli 2011)

1. Perjalanan menuju Palembang dari Jakarta.

2. Pengenalan Area Engineering Department (AED), Lapangan Kaji – Semoga, Blok

Rimau, Palembang, Sumatera Selatan.

Hari ke – 2 (Selasa, 12 Juli 2011)

1. Safety Briefing – Safety, Health & Environment (SHE) Department, Lapangan

Kaji – Semoga, Blok Rimau, Palembang, Sumatera Selatan.

2. Kegiatan Well Service : KS – 34, convert ESP to Gas Lift. Pull out of hole ESP

string production.

Hari ke – 3 (Rabu, 13 Juli 2011)

1. Pengecekan struktur barge, Sungai Batang Hari Leko.

2. Blok Old Rimau : LKP 4 – LKP 14 – LKP 20 – TBN 3 – TBN 4 – TBN 10 –

KRG 2.

Job : Pengecekan surface facilities untuk reaktifasi.

Hari ke – 4 (Kamis, 14 Juli 2011)

Kamis, 14 Juli 2011

1. Kaji Station

Job : Pigging, launcher pig to Pengabuan.

2. Tengguleng Booster

Job : Pipeline transportation, pengecekan pipeline sepanjang jalur Kaji sampai ke

tengguleng.

Hari ke – 5 (Jum’at, 15 Juli 2011)

1. Kaji Station

Job : Pengenalan surface facilities untuk memproduksikan minyak dari sumur

sampai sales point.

Hari ke – 6 (Sabtu, 16 Juli 2011)

1. KS – 376

Job : Witness perforation @ depth 2786-2792 ft

2. Rumbi – 2

Job : Coordination completion after drilling.

3. Inspeksi rig TA – 4

Hari ke – 7 (Minggu, 17 Juli 2011)

1. Rumbi – 2

Job : - Witness perforation @ depth 2499 – 2505 ft

- Pengambilan sample fluida untuk mengetahui kandungan salinitas.

Hari ke – 8 (Senin, 18 Juli 2011)

1. Perjalanan pulang menuju Jakarta dari Palembang.

Laporan KP Retno Apriyanti Putri

Documents

Transcript of Laporan KP Retno Apriyanti Putri