EVALUASI HASIL PEMBORAN SUMUR HORIZONTAL
STRUKTUR RANTAU - DOH. RANTAU
Rahmat Wijaya dan Jassa Maulana W
Teknik Reservoir Asset DOH. Rantau
Kata Kunci : Horizontal Well
ABSTRAK
Upaya peningkatan produksi struktur Rantau dengan melaksanakan pemboran sumur horizontal telah dimulai sejak bulan Januari 1999, yaitu melalui pemboran re-entry sumur R-032 ( Hz-1 ). Dasar pemikiran pemboran sumur horizontal di struktur ini adalah selain untuk mengatasi permasalahan reservoir, juga diperkirakan dengan “drawdown pressure” yang sama, sumur horizontal dapat berproduksi jauh lebih besar dari sumur vertikal
Hingga saat ini telah dibor 8 sumur horizontal dan memang dapat dibuktikan bahwa sumur horizontal dapat mencegah ikut terproduksinya lumpur / clay, pasir, maupun water conning yang dapat menghambat aliran fluida hidrokarbon ke lubang bor.
Pemilihan zone prospek mengacu ke ulah produksi sumur referensi, sedangkan peramalan produksinya menggunakan metoda Joshi yang relatif sederhana dengan parameter reservoir yang diambil dari hasil “Pressure Build Up” sumur referensi.
Berdasarkan statistik, realisasi produksi rata-rata sumur horizontal tidak jauh berbeda dengan perkiraan produksi sebelumnya, hanya ada satu sumur yang berproduksi jauh di bawah perkiraan produksinya karena problem reservoir.
Dengan berdasarkan perhitungan keekonomian, proyek pemboran sumur horizontal di struktur Rantau dapat dikategorikan berhasil.
1. PENDAHULUAN
Struktur Rantau merupakan salah satu struktur tua dan masih potensial yang berada dibawah wilayah kerja DOH. Rantau terletak ±150 km arah Barat Laut dari kota Medan. Struktur ini secara umum merupakan suatu antiklinal yang memanjang dengan arah Barat Laut – Tenggara sepanjang ± 9 km dan lebar 2.2 km. Bagian tengah struktur berbentuk Sadel dengan beberapa patahan melintang yang membagi struktur menjadi beberapa blok dengan nama A1, A2, B, C, D, dan E.
Formasi utama penghasil minyak di struktur ini adalah Formasi Keutapang yang tersusun oleh perselingan serpih, pasir, lempung dan diyakini susunan tersebut diendapkan dilingkungan laut dangkal berupa endapan delta. Ada 46 lapisan pasir penghasil, dengan nama lapisan disesuaikan dengan kedalamannya ( zone 260 sampai dengan 1020 ditambah zone C1 dan C2 ).
Tekanan reservoir yang relatif kecil serta problem reservoir seperti kelumpuran dan “water conning” merupakan permasalahan utama yang terjadi pada struktur Rantau. Namun demikian peluang untuk meningkatkan produksi masih terbuka, karena di beberapa tempat masih ditemukan sumur yang berproduksi tanpa kadar air. Apabila daerah sekitar sumur tersebut dikuras dengan metoda konvensional (sumur vertikal), diperkirakan permasalahan tersebut di atas akan muncul. Untuk itu pengurasan minyak dengan menggunakan sumur horizontal menjadi alternatif yang dipilih, karena pada sumur horizontal dengan drawdown pressure yang relatif kecil dapat menghasilkan produksi yang cukup besar.
2. TINJAUAN LAPANGAN
Struktur ini sudah dikembangkan sejak tahun 1929 oleh BPM. Sudah dibor sumur produksi sebanyak ± 550 sumur. Kumulatif produksi minyak sebesar 39,315,520 m3 (247,282,840 bbl). Dari potensi terlihat pada umumnya rata-rata sumur produksi di struktur Rantau sudah mempunyai KA
yang tinggi. Hanya beberapa sumur yang masih berproduksi 100% minyak. 4 zone di blok C, D digunakan sebagai daerah operasi injeksi air (water flood) .
Saat ini hanya ± 50 sumur produksi aktif di struktur Rantau yang terdiri dari ± 44 sumur vetikal dan 6 sumur horizontal dengan produksi (rata-rata/ hari) sruktur sebesar 200 m3 minyak (1250 bopd). Sistim pengangkatan buatan yang digunakan umumnya sistim gas lift dan 1-2 sumur menggunakan pengangkatan dengan pompa angguk.
2.1. Metoda
Dalam evaluasi ini hanya dibahas dari segi Teknik Reservoir, dan tidak membahas mengenai operasionalnya. Adapun metoda yang digunakan dalam evaluasi ini adalah perbandingan antara perhitungan perkiraan produksi yang diharapkan dengan menggunakan rumus Joshi dan realitas produksi yang didapat. Perhitungan perkiraan produksi menggunakan data asli hasil pengamatan langsung di lapangan maupun dari hasil analisa laboratorium. Dalam bab
5 (Diskusi), akan dibahas secara singkat beberapa sumur
yang berproduksi abnormal, yaitu P-380 dan P-385. Sedangkan untuk perhitungan keekonomian dibahas proyek secara keseluruhan, hanya satu sumur yang dibahs secara singkat, yaitu P-378.
2.2. Penentuan Titik Lokasi Pemboran
Dalam proses penentuan titik lokasi ataupun zone yang akan ditembus dengan lintasan horizontal beberapa aspek yang perlu dipertimbangkan adalah sebagai berikut :
• Produksi sumur referensi 100 % minyak
• Ketebalan lapisan ( net ) minimal 3 m
• Build Up Rate rendah. Hal ini berhubungan dengan titik lokasi permukaan.
3. PERKIRAAN PRODUKSI AWAL ( Qoi ) DAN KEMAMPUAN PRODUKSI MAKSIMUM (Qo maks) PADA SUMUR HORIZONTAL
3.1. Perkiraan Produksi Awal ( Qoi )
Perencanaan produksi awal sumur horizontal didasarkan kepada metoda Joshi yang relatif sederhana, yaitu :
QH = …... ( 1 )
dimana,
a = 0.5 L [ 0.5 + { 0.25 + 2 reH /L) 4
}0.5] ………. ( 2 ) Beberapa parameter reservoir yang digunakan pada rumus tersebut diambil dari hasil PBU sumur referensi.
Adapun langkah-langkah perhitungan perkiraan produksi sumur horizontal adalah sebagai berikut :
1. Asumsikan dua bentuk elips sebagai daerah pengurasan sumur horizontal
2. Tentukan panjang lintasan horizontal yang diinginkan 3. Hitung luas masing-masing daerah pengurasan
4. Buat luas rata-rata dari kedua asumsi serta radius pengurasan sumur horizontal pada butir 1
5. Asumsikan harga kV/kH dari 0.1 s
/d 1.0
6. Dengan menggunakan rumus Joshi (1), hitung perkiraan laju produksi minyak yang diharapkan.
Perhitungan selengkapnya ada pada Lampiran 2.
3.2 Kemampuan Produksi Sumur Horizontal (Qo maks).
Untuk tekanan reservoir di bawah tekanan gelembung, peramalan kurva IPR yang paling sederhana didekati dengan menggunakan metoda Cheng, yaitu :
Qo/QomC = 0.9885+0.2055(Pwf/Ps)–1.818 (Pwf/Ps) 2
……... ( 3 ) Dengan memakai data reservoir sumur referensi perkirakan kemampuan produksi maksimum, sumur horizontal.
4. PENGAMATAN
4.1. Performance Sumur-Sumur Horizontal
R-032 ( Hz-1 )
Sumur dibor dengan lateral section sepanjang 200 menembus zone 600 B blok A-1. Referensi yang digunakan adalah sumur P-361 dengan produksi 15 m3/h tanpa produksi air. Sumur horizontal pertama di DO. EP Rantau ini berproduksi awal sebesar 45 m3/h. Hingga saat ini sumur berproduksi relatif konstan ± 20 m3/h tanpa kadar air dengan QomC sebesar 50
m3/h. Dari segi pencapaian produksi, terlihat bahwa sumur dapat berproduksi dua kali lipat sumur vertikal yang digunakan sebagai referensi.
P-378 ( Hz-5 )
Sumur dibor berdasarkan referensi sumur R-041 yang berproduksi 16 m3/h pada zone 560 blok C-3. Panjang lintasan horizontal adalah 250 m. Produksi awal sumur ini ± 30 m3/h dan bertahan selama hampir 2 bulan yang kemudian
berangsur-angsur menurun. Hingga kini produksi minyak hanya sebesar 1.5 m3/h dengan kadar air 70 % dan QomC
5 m3/h. P-379 (Hz.2)
Dasar pemboran sumur ini di zone 380 blok D1 adalah :
• Hasil pengukuran BHP pada beberapa sumur mati di zone / blok tersebut yang menunjukkan indikasi akumulasi minyak.
• Performance produksi zone/ blok
• Usaha mengaktifkan kembali zone/ blok tersebut yang mati karena masalah kelumpuran.
Perkiraan produksi yang diharapkan sebesar 20 m3/h (125 bopd). Umumnya zone 380 terbagi menjadi 3 sub zone. Tipisnya ketebalan zone target 380B (2 m) mengakibatkan sulitnya pengontrolan sudut pada waktu membor lintasan horizontalnya, sehingga lintasan horizontal yang terbentuk terlebih dahulu menembus zone 380C yang diperkirakan mengandung air. Hal tersebut menyebabkan produksi dari sumur P-379 tidak sesuai dengan perkiraan.
P-380 (Hz.3)
Menggunakan sumur R-162 sebagai referensi, sumur ini dibor menembus zone 360 B sebagai zone target. Direncanakan panjang lintasan horizontal 300 m, namun karena mengalami kesulitan operasional panjang tersebut hanya mencapai 180 m. Pada awalnya sumur dapat berproduksi sebesar 80 m3/h, kemudian turun dan mencapai produksi stabil pada 30 m3/h selama beberapa bulan. Saat ini sumur hanya berproduksi 6 m3/h, diperkirakan karena cadangan minyak di sekitar sumur tersebut telah menipis. Hal ini juga terjadi pada sumur sekitarnya yang digunakan sebagai referensi yang saat ini hanya dapat berproduksi ± 2 m3/h. P-382 (Hz.7)
Pemboran Hz.7 menggunakan sumur P-025 yang berproduksi 15 m3/h minyak (KA:0%) sebagai sumur referensi dan bertujuan untuk meningkatkan pengurasan cadangan minyak pada zone 600 blok C1. Karena masalah operasional pemboran pada sumur ini tidak dapat diselesaikan.
P-383 (Hz.8)
Menggunakan sumur P-377 sebaggai sumur referensi yang berproduksi 4 m3/h minyak (KA: 0%). Zone prospek yang dituju adalah zone 600 blok C1 yang juga terbagi menjadi 3 sub zone . Sumur produksi di zone/ blok tersebut umumnya diproduksikan secara comingle dan tidak ada data uji terpisah pada masing-masing sub zone. Hasil yang didapat dari pemboran sumur Hz.8 adalah (8-10) m3/h atau (50-63) bopd dengan QomC 11 m
3
/h. P-384 (Hz.9)
Sebagai zone target adalah zone 290 blok B2 yang juga terbagi menjadi 4 sub zone. Ada dua sumur referensi yang saat ini masih berproduksi di zone/ blok tersebut yaitu sumur P-376 dengan produksi 10 m3/h minyak (KA : 0 %) dan sumur R-114 berproduksi (G/N:10/9 m3/h). Semua sumur diproduksikan secara comingle sehingga tidak diketahui sub zone mana yang mempunyai potensi terbesar menghasilkan minyak. Saat ini sumur berproduksi minyak ± 5 m3/h ( 31.5 bopd) dengan 50 % kadar air dengan QomC 10.5 m
3
/h. 0.007082 kH h ∆P / µo
P-385 (Hz.4)
Hz.4 direncanakan akan menembus zone 870 blok D4 dengan sumur referensi P-371. Sumur sempat berproduksi stabil 60 m3/h tanpa kadar air selama ± 2 bulan namun kemudian berangsur-angsur turun menjadi 25 m3/h (157 bopd) dengan kadar air 50%. QomC sebesar 87 m
3
/h.
4.2. Keekonomian Proyek Sumur Horizontal
Perhitungan keeonomian sumur horizontal dibuat berdasarkan tahun kalender dengan beberapa asumsi sebagai berikut :
• Harga minyak : US $ 25 / bbl
• Biaya produksi : US $ 4/bbl
• Nilai tukar : US $ 1.00 = Rp. 7,500
• Umur proyek : 6 tahun
• Depresiasi : “Straight Line”
• Bunga Bank : 30 % per tahun,
Hasil dari perhitungan keekonomian tersebut dapat dilihat pada Lampiran 2.
5. DISKUSI
Pemilihan zone yang akan ditembus serta produksi sumur referensi sangat menentukan dalam pencapaian produksi sumur horizontal. Pada umumnya sumur-sumur referensi yang digunakan berproduksi tidak terlalu besar, berkisar antara 3.5 s/d 20 m3/h. Perkiraan produksi yang dibuat sebagai usulan pemboran sumur horizontal di struktur Rantau dengan menggunakan metoda Joshi menghasilkan angka yang tidak jauh berbeda dengan realisasinya. Hal ini menunjukkan pemilihan parameter reservoir yang digunakan dalam rumus Joshi yang diambil dari data sumur referensi relatif sudah tepat. Kumulatip produksi sumur horizontal sejak sumur pertama dibor bulan Februari 1999 sampai dengan sumur terakhir adalah 18,727 m3. Kenaikkan harga PI sumur horizontal dibanding dengan sumur vertikal yang digunakan sebagai referensi cukup signifikan, namun demikian karena PI sumur referensi sangat kecil, maka kenaikkan PI sumur horizontal yang mencapai 2-3 kali lipat tidak menunjukkan tambahan produksi yang cukup besar. Sebagai contoh untuk sumur P-383 yang dibor berdasarkan sumur referensi P-377 dengan produksi 3.5 m3/h, hanya dapat mencapai produksi rata-rata 8 m3/h yang merupakan lebih dari 2 kali lipat produksi sumur referensi.
Sumur P-380 yang pernah mencapai produksi stabil 30 m3/h, saat ini hanya mampu berproduksi ± 6 m3/h. Hal ini diperkirakan karena tenaga dorong reservoir sudah mulai berkurang. Tekanan reservoirdi sekitar sumur saat ini hanya mencapai kurang dari 140 psi. Penurunan produksi juga terjadi pada sumur referensi yang rata-rata hanya mencapai 2 m3/h.
Untuk sumur P-385 yang pernah mencapai produksi stabil 60 m3/h, saat ini hanya mampu berproduksi minyak rata-rata 25 m3/h dengan kadar air 50 %. Ada kemungkinan telah terjadi “water conning” pada sumur tersebut. Gejala ini dapat dilihat dari produksi sumur referensi yang saat ini telah ditutup karena kadar air tinggi. Sedangkan jarak antara sumur referensi dan sumur P-385 hanya 60 m. Dari perhitungan “conning rate” (tidak dibahas dalam makalah ini) didapat produksi optimumnya hanya 20 m3/h.
Dari hasil perhitungan keekonomian, secara keseluruhan NPV yang dihasilkan sebesar US $ 4,069,957. Dengan “Pay Out Time” (POT) proyek selama 1.84 tahun (22 bulan) terhitung mulai bulan februari 1999, maka proyek sumur pemboran sumur horizontal di struktur Rantau saat ini sudah impas dan hanya tinggal menikmati keuntungannya saja, walaupun ada , walaupun ada subsidi silang kepada 2 sumur yang tidak dapat berproduksi dengan baik, yaitu sumur P-379 dan P-383. Kedua sumur tersebut berproduksi di bawah sasaran yang diharapkan karena sebab-sebab yang telah diuraikan di atas. Menarik untuk diperhatikan adalah contoh kasus sumur P-378. Sumur yang pernah berproduksi sebesar 30 m3/h dan bertahan selama lebih dua bulan, walaupun saat ini produksinya hanya ± 2 m3/h namun dengan biaya investasi yang relatif kecil, sumur ini masih dalam kategori menguntungkan. Berdasarkan contoh kasus ini penghematan biaya investasi untuk pekerjaan ini sangat perlu untuk ditekan serendah mungkin agar parameter keekonomian yang didapat menjadi lebih baik, disamping parameter-parameter keekonomian lain yang saat ini cenderung menguntungkan namun diluar kendali Pertamina.
6. KESIMPULAN
Dari ulasan di atas dapat disimpulkan :
• Sumur horizontal dapat diproduksikan 2-3 kali sumur vertikal.
• Sumur horizontal dapat mengatasi masalah formasi (kelumpuran/ kepasiran)
• Walaupun dari NPV 2 sumur (P-379, P-383)
diketegorikan rugi tetapi akibat adanya subsidi silang secara keseluruhan pemboran 7 sumur Hz. masih memberikan keuntungan sebesar US $ 4,069,957 selama 6 thn.
• POT proyek didapatkan selama 1.84 tahun. Dengan demikian proyek “Horizontal Drilling” di struktur Rantau saat ini sudah impas.
7. UCAPAN TERIMA KASIH
Terima kasih penulis ucapkan kepada seluruh rekan dan Management Pertamina yang telah membantu sehingga tulisan ini dapat selesai dan dipublikasikan.
8. DAFTAR SIMBOL KA : kadar air (%) Qh : prod.awal smr Hz (bopd) kH : permeabilias horizontal (md) h : ketebalan reservoir (ft) ∆P : pressure drop µo : viskositas minyak (cp) βo : FVF minyak (v/v)
L : panjang lintasan horizontal (ft) reH : radius pengurasan sumur Hz.(ft)
rw : radius sumur (ft)
Qo : produksi sumur (bopd)
QmC : Prod. Maks. sumur metoda Cheng
Ps : Tekanan statik reservoir (psi)
9. DAFTAR RUJUKAN
1. Ardjani, Karnata. Ir, Msc, dkk. (Jan-1970).: Perhitungan Tjadangan Minjak Lapangan Rantau 1 Djanuari 1970 2. Joshi, S.D.: Horizontal Well Technologi PennWell
Books, PennWell Publishing Company, Tulsa,
Oklahoma 1991.
3. Kabir, C. S (Chevron Oil Field Research Co, April 1992).: Inflow Performance of Slanted and Horizontal Wells in Solution Gas Drive Reservoirs, paper SPE 24056.
4. Mitwalh, Magdi & Singab, Ali (Zakum Development Company, 1990).: Reservoir Engeneering Experience in Horizontal Wells, paper SPE 21341.
5. Murphy, J. Patrick (Netherlands B.V, June-1990).: Performance Of Horizontal Wells in the Helder Field, paper SPE…
6. Nur Alam, Saiful & Artono (Desember 1999).: Perencanaan Dan Aplikasi Horizontal Drilling Pertamina DO. EP. Rantau, Lomba Karya Tulis EP I, Desember 1999.
7. Pertamina Unit EP-1, Kajian Geologi Bawah Tanah Struktur Rantau Vol-I A, PT Petro Inti Loka Nusantara, Jakarta, Indonesia, 1988
8. Thompson, Robert. S, & Wright, John. D., Oil Property Evaluation 2nd ed., Golden Colorado, 1984
LAMPIRAN 1
Hasil analisa “Pressure Build Up” sumur R-162 (referensi P-380) : • Ps = 231 Psi • Pwf = 32 Psi • koH = 8.5 md • reV = 1.1 acre Gambar-1
WKP Pertamina DOH Rantau
Gambar-3
Ulah Produksi Sumur Horizontal dan Sumur Vertikal Referensi
Gambar-5
Pressure Build Up Sumur R-162 (referensi P-380)
Pressure Build Up R-162 0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 1 0 1 0 0 1 , 0 0 0 1 0 , 0 0 0 1 0 0 , 0 0 0 t p + d t / d t Gambar-2
Contoh Lintasan Sumur Horizontal
Peramalan Kurva IPR P-380 Hor-Well 3 0 50 100 150 200 250 300 0 5 10 15 20 25 30 35 40
Q
o(m
3/d)
Flowing Pressure (Psia)
Gambar-4
LAMPIRAN 2
Contoh Perhitungan Perkiraan Produksi Sumur
Horizontal
Nama Sumur : RNT Hz-3
Zona Obyektif : 360
Blok : A2
Sumur Referensi : R-162
Tekanan Statik : 231 Psi
Tekanan Alir : 32 Psi
Data Reservoir : Permeabilitas Horizontal : 8.54 md Viskositas minyak : 0.47 cp Jari-jari sumur : 0.5 ft Ketebalan bersih : 6.52 ft βo : 1.2 v/v
Area Pengurasan Vertikal : - Jari-jari Vertikal : 126 ft
- Luas : 1.1 acre
Tabel-2
Perkiraan Produksi Sumur Horizontal Panjang
Lintasan 328 ft 591 ft
Alpha 235 341
kV/kH Perkiraan Produksi Perkiraan Produksi
BOPD m3/h BOPD m3/h 0.1 128 20 213 34 0.2 137 22 227 36 0.3 142 22 233 37 0.4 144 23 237 38 0.5 146 23 239 38 0.6 147 23 241 38 0.7 148 23 242 39 0.8 148 24 244 39 0.9 148 24 244 39 1.0 150 24 245 39 Tabel-3
Perbandingan PI Sumur Hhorizontal dan Vertikal Sumur Hor. Prod. m3/h PI BPD /Psi Sumur Ref. Prod. m3/h PI BPD /Psi PI H/V R-032 22 1.1 P-361 10 0.4 2.8 P-378 1.7 0.2 R-041 16 1.9 0.1 P-379 1.6 0.2 P-182 14 1.6 0.2 P-380 19 1.1 R-162 8.5 0.3 3.7 P-383 8 5.9 P-377 3.5 1.8 3.3 P-384 17 6.2 P-376 10 2.0 3.1 P-385 60 2.2 P-371 25 1.5 1.5 Tabel-1
Asumsi Bentuk Pengurasan Horizontal
Bentuk Area
Pengurasan Panjan Lintasan 328 ft 591 ft
Asumsi I
Luas 2 x ½ lingkaran 1.1 acre 1.1 acre
Luas segi 4 1.9 acre 3.4 acre
Luas Daerah
Pengurasan 3.0 acre 4.5 acre
Asumsi II
½ Dia. Panjang 290 ft 421 ft
½ Dia. Pendek 126 ft 126 ft
Luas Daerah
Pengurasan 2.6 acre 3.8 acre
Luas rata-rata 2.8 acre 4.2 acre
Jari-jari sumur
Horizontal 198 ft 241 ft
Tabel-4
Parameter Keekonomian Proyek “Horizontal Drilling” di Struktur Rantau Sumur NPV MUS $ IRR % PI fraksi POT tahun R-032 1,445 163 5.83 0.58 P-378 28.4 21.9 1.09 1.04 P-379 -150 P-380 473 83.9 2.07 0.66 P-383 -16 P-384 140.1 24.28 1.41 2.75 P-385 1,362 86.8 2.5 0.75 Overall 4,070 71.3 2.1 1.89 Gambar-6
Grafik Produksi Sumur Horizontal untuk Berbagai Harga kV/kH
Perkiraan Produksi Sumur Horizontal
1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0 0 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1 1 . 2 Q o ( B P D ) L = 3 2 8 f t L = 5 9 1 f t
