IATMI 2006-TS-04
PROSIDING, Simposium Nasional & Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2006 Hotel The Ritz Carlton Jakarta, 15-17 November 2006
TINJAUAN ASPEK PERENCANAAN DAN DRILLING PROBLEM SUMUR
HORIZONTAL DI STRUKTUR PERAPEN
Studi Kasus di Struktur Perapen Pertamina EP Rantau-P.Susu
Erwin Bustami1
1Drilling Departemen PT Pertamina EP, E-mail : Erwin_bustami@Yahoo.com
ABSTRAK
Struktur Perapen merupakan reservoir yang landai dan dibatasi oleh patahan-patahan normal yang berfungsi sebagai kontrol pemerangkapan hidrokarbon. Diendapkan pada lingkungan delta menjadikan lapisan yang berkembang tipis-tipis dan terbatas kemenerusannya.
Pengembangan lapangan ini menjadi sulit karena hanya ada tiga lapisan tipis yang produktif. Strategi pengembangan lapangan marginal dengan sistem out step horizontal drilling terbukti berhasil, karena selain menghemat biaya lokasi, waktu moving rig, resiko kegagalan pemboran karena tipisnya lapisan target. Jenis pemboran horizontal yang dipakai adalah long radius (BUR = 5.8°/ 30 m), lateral section ±300 m dan didahului dengan pilot hole sebelum masuk ke lapisan prospek. Pemboran sumur ini dilakukan secara berkesinambungan dan setelah tiga sumur horizontal dikomplesi, struktur ini dapat berproduksi minyak 1006 bopd.
1. PENDAHULUAN
Lapangan Perapen terletak kira-kira 160 Km sebelah barat laut kota Medan termasuk di dalam wilayah kerja Pertamina DOH NAD-SBU (Gambar 1), terletak di daerah dengan morfologi berbukit-bukit yang di kelilingi perkebunan kelapa sawit, Lokasi sumur PRP-1 sendiri terletak di atas
bukit sehingga menjadi kendala tersendiri dalam pembuatan lokasinya.
Pemboran pertama kali dilakukan pada sumur PRP-1 oleh Eksplorasi Pertamina pada tahun 1992 yang menghasilkan minyak dan gas pada Z-1100, Z-1160 dan Z-1200 dimana baru diproduksikan dari satu sumur (PRP-01) pada Z-1100.
Horisontal Well sudah banyak dilakukan di DOH NAD Sumbagut ±10 sumur dan terbukti berhasil dalam meningkatan produksi, dengan biaya yang tidak jauh berbeda dengan sumur tegak yang berkisar 1,462,000 USD, serta memberikan peluang untuk diterapkannya out step horisontal drilling di struktur Perapen ini. Pemboran horisontal long radius dilakukan dengan memperhitungkan radius pengurasan masing-masing sumur akan di kembangkan di struktur ini, dengan panjang lateral section 300 m dan arah yang berlainan diharapkan dapat optimal menyerap hidrokarbon dari lapisan produktif struktur ini.
2. LATAR BELAKANG
Struktur Perapen merupakan struktur kecil dengan luas tutupan ± 2,803,536.29 m2. Reservoir lapangan ini landai cenderung datar dan terletak diantara struktur Serang Jaya di sebelah timur serta struktur Kuala Simpang Timur di sebelah barat yang di pisahkan oleh sesar-sesar normal dalam penyebaran hidrokarbonnya (gambar 2). Lapisan yang terbukti prospek hanya tiga layer yaitu zone 1100B, zone 1160 dan zone 1200 yang termasuk dalam Formasi Keutapang dan baru diproduksikan dari zone 1100B secara sembur alam dengan produksi rata-rata 180 bopd.
Ketebalan gross lapisan pasir sumur PRP-1 ±10 m dengan net pay oil ± 3.5 m, jumlah lapisan prospek hanya tiga layer, kecilnya closure dan cadangan (total cadangan dari tiga zone adalah 4.371,98 Mstb) dan lokasi yang berbukit, menjadikan lapangan ini marginal.
Struktur Perapen yang terletak diantara antiklin Serang Jaya dan antiklin Kuala Simpang Timur membentuk satu perangkap hidrokarbon karena perkembangan normal fault yang membentuk perangkap inter structure yang berbentuk sadle (gambar 2). Ketebalan kolom minyak zone 1100B bergradasi tipis dari timur yaitu 3 m menjadi 4 m ke arah barat. Perkiraan batas minyak air di – 1118 mbpl.
Hasil test produksi pada Z-1100B (1136 – 1138 ; 1139 – 1141) m didapatkan hasil SA/12 mm M= 5 m3/D G= 60 Mm3/D dan A= 7.4 m3/D, kemudian sumur ditinggal oleh Eksplorasi sebagai penghasil gas dan minyak. Sumur diproduksikan dari tahun 1996 yang terus mengalami kenaikan produksi minyak sehingga pada September 1997 didapatkan produksi G/N= 41/30 m3/D.
3. PERMASALAHAN ASPEK ATAS TANAH
Struktur Perapen baru diproduksikan dari zone 1100B melalui sumur PRP-01 dengan sisa cadangan Z-1100B = 1,700.99 Mstb, Z-1200 A = 1,608.77 Mstb dan Z-1160 A sebesar 1,062.22 Mstb, memberikan peluang pengembangan struktur untuk optimalisasi p r o d u k s i.
Pembuatan lokasi menemui banyak kendala seperti morfologi yang berbukit, kondisi sosial masyarakat yang sering bergejolak dan dikelilingi oleh perkebunan kelapa sawit, sehingga memerlukan satu pilihan yang tepat untuk perencanaan pengembangannya.
4. PERMASALAHAN ASPEK BAWAH TANAH 4. 1 Perencanaan Pemboran
Perencanaan lumpur pada sumur horizontal ditekankan pada kemampuan lumpur untuk menjaga kestabilan lubang untuk itu dipilih Lumpur dengan bahan dasar minyak ( Oil Base Mud ). Pengontrolan sifat kimia lumpur pada pemboran horizontal sama dengan pemboran vertikal, tetapi kestabilan fisik akan sangat berpengaruh pada saat kondisi kemiringan lubang mulai horizontal. Hal ini disebabkan formation fracturing gradient akan menurun dengan naiknya sudut.
Dari data sumur PRP-01 dan perhitungan metode “Bradley W.B” diperoleh harga densitas lumpur Gambar 2. Peta Struktur Perapen Diantara
sebesar 1.36 SG (11.33 ppg) pada sudut di atas 75 deg. Diperkuat dari data d-Exponent sumur PRP-01 terdapat indikasi abnormal pore pressure di kedalaman 975 mTVD .
Pada trayek horizontal section, lumpur pemboran harus mempunyai filtration loss yang sangat kecil dan filtratnya tidak merusak kondisi reservoir. Kondisi ini akan dikontrol dengan properties lumpur OBM, meliputi : Electrical Stability 900 – 1200 volts, Oil Water Ratio 80 / 20, Water Phase Salinity 250,000 – 300,000 ppm, sehingga akan diperoleh filtration loss berupa solar.
Didalam perencanaan pahat dipilih PDC (Polycrystalline Diamond Compact) untuk trayek pahat 8 ½” dan pahat 6”, Tujuan dari pemilihan pahat PDC adalah pemboran akan lebih cepat pada lapisan shale, umur pahat lama dan CPF (Cost Per Foot) jauh lebih murah dibanding dengan pahat tri cone (roller).
Perencanaan komplesi dengan production casing 7”, K-55, 23/26 ppf dengan Liner SSWW 4 ½”, 13.5 ppf. Penyemenan production casing 7” menggunakan semen jenis LiteCrete dengan SG 1.40 (11.66 ppg), compressive strength sebesar 2150 psi (24 jam). Perencanaan ini dengan pertimbangan casing point diset pada zone produktif, sehingga tidak terjadi invasi semen yang terlalu jauh.
Perencanaan Liner 4 ½” SSWW (Sand Screen Wire Wraped) mengacu pada desain SSWW pada Struktur Rantau, dimana opening area SSWW antara 0.012” – 0.016” (Mesh 40 – 70) dengan diameter ukuran pasir D50 sebesar 0.08”. Liner hanger packer dipilih jenis Hydraulic Retrievable Seal Bore Packer dengan pertimbangan utama meliputi mampu menahan beban Liner 4 ½”, 13.5 ppk sepanjang 300 m, dapat dilengkapi washpipe 2 3/8” EUE sehingga dapat dilakukan washing lumpur OBM pada lateral section dengan solar untuk menghindari plugging reservoir dari solid lumpur, setting pressure sebesar 3500 psi tidak ditahan oleh packer sehingga tidak akan terjadi efek squeze ke reservoir.
4. 2 Pelaksanaan dan Evaluasi Pemboran
Sumur horizontal PRP-2, PRP-3 dan PRP-4 mempunyai target Z-1100 (-1115.0 msl), single build up 5.8º/30 m (long radius), arah lubang akan dikontrol oleh GR-Rt dengan panjang lateral section 300 m dan arah yang berubah rubah
mengikuti perkembangan penyebaran hidrokarbon dan tebal reservoirnya (Gambar 3). PRP-02 dengan azimuth N 302º, PRP-3 mengambil azimuth N 110º, PRP-4 berazimut N 251º .
Sumur horizontal pertama di Struktur Perapen adalah PRP-02 dengan arah barat laut N302º, di dahului dengan pilot hole untuk memastikan penyebaran batupasir zone 1100B. Hasil pilot hole di dapatkan bahwa pelamparan zone target cukup bagus dengan tebal 4,5 m pada kedalaman – 1114,5 msl dengan Rt = 6,5 ohm-m dan tebal oil rim ± 3 m. Struktur Perapen merupakan reservoir landai dan mempunyai ketebalan yang hampir merata 3 – 4 m dan di dominasi batupasir litharenite dengan porositas 25 – 31%, K= 1100 mD dan SW = 0,46 – 0,65.
Gambar 3. Penampang Sumur PRP-1, PRP-2 dan PRP-4 Dari Arah Barat-Timur.
Pilot hole di bor sampai menembus zone 1200 untuk mendapatkan data pengembangan zone 1200.
Lubang pilot hole dilakukan sumbat semen dan dilanjutkan dengan melakukan side track serta posisi landing point di kedalaman 1306 mMD Gambar 5. Produksi awal dari sumur ini adalah SA/OF G/N 51/49.6 m3/h.
Sumur PRP 3 berarah N110º dan KOP pada kedalaman 897 m, yang juga didahului dengan pilot hole. Lapisan 1100 ditembus pada kedalaman –1114 msl, dengan gross thickness ±9 m dan oil rim 3.5 m, Rt berkisar 6 -7 ohm-m. Panjang lateral section yang didapat 306 m, dimana total pasir ±200 m. Produksi awal yang didapat SA/OF G/N 113 / 112 m3/h.
4.3 Perencanaan Wellpath dan Panjang Horizontal Section
Perencanaan pemboran dimulai dengan penentuan arah dan jumlah sumur yang optimal untuk dikembangkan pada struktur ini, kemudian penentuan Landing Point dan penentuan panjang Horizontal Section.
Penentuan arah selain didasarkan pada studi seismik juga mempertimbangkan radius pengurasan sumur sehingga tidak terjadi overlap penyerapan produksi, sedangkan jumlah sumur didasarkan pada sisa cadangan zone 1100 ini. Jenis pemboran horizontal yang digunakan adalah long radius.
Perencanaan panjang horizontal section tetap dengan mempertimbangkan beberapa parameter dari segi operasional pemboran ( drag, torsi dan buckling) serta juga memperhitungkan dari Kapasitas rig yang tersedia dan perhitungan reservoir terhadap produksi yang diharapkan. Pertimbangan operasional terhadap panjang lateral section optimum adalah :
a. Torsi yang timbul tidak melebihi torsional strength maksimum pipa yang dipakai dan tidak melebihi kemampuan rotary table setelah dikalikan safety factor.
b. Drag yang timbul tidak melebihi yield strength dari pipa yang dipakai setelah dikalikan safety factor dikurangi MOP (Margin Over Pull).
c. Besarnya kompresi pada pipa saat pemboran tidak melebihi gaya buckling. Hasil perhitungan dengan metode “Frank” dimana desain drill string lateral dengan HWDP 3 1/2”, 25.3 ppf, DP 3 1/2”, 13.3 ppf, BUR 5.8 deg/30 m dan WOB 10,000 lbs didapat panjang lateral section maksimum adalah 350 m.
Hasil analisa core lapisan 1100 menunjukkan harga Kv/Kh = 0.7437, perhitungan dengan menggunakan metode “Joshi” didapatkan tuning Gambar 4. Penampang Landing Point PRP-03
Gambar 5. Penampang Landing Horizontal PRP-03 .
faktor 0.78. Sensitifitas lapisan 1100 menunjukkan besarnya Kv/Kh tidak berpengaruh signifikan terhadap besarnya produksi, sedangkan yang paling berpengaruh adalah panjang horizontal section dikarenakan semakin besarnya kontak area (drainage area) Gambar 6. Sehingga dari perhitungan diatas didapatkan panjang horizontal section yang optimum untuk Struktur ini adalah 300 m.
Perencanaan landing point di dapatkan dari well seismik tie PRP-01 dengan seimik 2D yang tersedia di struktur ini dimana didapatkan kesimpulan lapisan 1100B cenderung datar (flat) sehingga memudahkan didalam penentuan landing point. Untuk lebih meyakinkan perkembangan lapisan target pemboran didahului dengan pilot hole menggunakan LWD GR-Rt untuk meyakinkan lapisan prospek dan memudahkan untuk pengontrolan pemboran horizontal section.
5. PEMBAHASAN
5.1 Tinjauan Terhadap Problem Pemboran
Problem pemboran yang terjadi pada struktur Prapen dikelompokkan menjadi tiga, meliputi :
• Problem pemboran yang berupa rangkaian terjepit (pipe sticking) yang disebabkan oleh “briedging”, “pack-off”, yang diikuti oleh “total loss circulation”. Problem ini terjadi menembus Formasi Keutapang
Bawah tersebut yang didominasi oleh lapisan shale yang mempunyai sifat “High Pore Pressure” .
• Problem terjadinya premature Set Liner Packer akibat dari mekanisme kontruksi liner tersebut sangat peka terhadap drag dari kondisi lubang yang terbentuk.
• Problem pemboran pada trayek Horizontal dimana rangkaian terjepit akibat over nya differential pressure.
5.2 Analisa Dan Evaluasi Pemboran
Sumur PRP-03 dibor dengan menggunakan Rig IH-40D (600 HP). Analisa dan evaluasi yang detail sangat dibutuhkan untuk dapat mengetahui dengan pasti penyebab dari problem pemboran serta langkah – langkah guna mengatasi problem dan antisipasi untuk mencegah terjadinya problem pemboran.
Analisa dan evaluasi yang dilakukan meliputi :
• Analisa dan evaluasi problem pemboran.
• Analisa dan evaluasi program lumpur.
• Analisa dan evaluasi cutting / lithologi.
5.2.1 Analisa dan Evaluasi Problem Pemboran
Problem pemboran Sumur PRP-03 signifikan terjadi pada trayek 8 ½” pada posisi sudut mulai mendekati landing point diidentifikasikan sebagai “briedging’ dan “hole pack off”. Adapun gejala awal yang terjadi pada saat terjadinya jepitan sebagai berikut :
• Pada saat reaming up (setelah koneksi), terjadi kenaikkan tekanan pompa, tidak ada aliran balik, kenaikkan torsi tinggi = 8.000 lbs dan kenikkan drag sampai Over Pull 40.000 lbs.
• Setelah rangkaian terjepit terjadi problem tidak dapat sirkulasi yang mengakibatkan loss circulation.
Evaluasi problem terjepitnya rangkaian disebabkan karena pada kedalaman 1278mKU s/d 1307mKU m merupakan formasi shale yang bersifat “high pore pressure”. Lumpur yang digunakan pada trayek ini adalah Oil Base Mud dimana secara konseptual diketahui mempunyai filtrat berupa solar (diesel oil) sehingga tidak mempengaruhi secara kimia terhadap sifat reaktif dari shale (swelling). Femomena tersebut juga diperkuat PRODUCTION SENSITIVITY 0.0 1.5 3.0 4.5 6.0 7.5 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Kv/Kh Q h /Q v L = 984 L = 656
Gambar 6. Sensitifitas Produksi terhadap Kv/Kh reservoir Zone 1100.
dengan berat lumpur yang masih kurang (SG = 1.28) untuk menahan horizontal stress oleh shale yang bersifat “high pore pressure”.
5.2.2 Analisa dan Evaluasi Program Lumpur
Lumpur yang digunakan pada pemboran Sumur PRP-03 adalah Oil Base Mud. Bahan dasar Oil Base Mud yang dipakai adalah solar (diesel oil) yang sangat stabil terhadap kenaikkan temperature. Adapun properties lumpur pada pengukuran di lapangan adalah sebagai berikut : SG = 1.22, Vis, MF = 48, PV at 150 deg F = 18, YP = 20, GS = 7/19, HPHT Filtrat = 6, ES = 1101 dan OWR = 82/18. Dari properties tersebut terlihat bahwa pengujian rheologi (Viscositas dan Yield Point) di lapangan menunjukkan hasil yang baik. Hal ini mengindikasikan bahwa rheologi lumpur pada kondisi atmosfer masih sangat baik dalam pengangkatan cutting.
Temperature lumpur yang terbaca di flow line / over flow (permukaan) sebesar 174 deg F, (High Temperature). Untuk meyakinkan properties lumpur OBM tahan pada kondisi “High Temperature” dilakukan pengujian laboratorium di Laboratorium Teknik Pemboran, Institut Teknologi Bandung dengan hasil pengujian sebagai berikut :
1. HPHT Filtration Loss memperlihatkan lumpur sampai kondisi temperatur 300 deg F memberikan filtration loss yang sangat baik (rendah).
2. Rheologi lumpur (Viscostas dan Yield Point) pada kondisi HPHT menunjukkan bahwa pada temperature 100 deg F dan diatasnya memiliki performance yang kurang baik, yaitu Yiled Point = 2-4 dan Viscositas menurun sampai 30-40.
5.2.3 Analisa dan Evaluasi Cutting / Lithologi
Dari hasil analisa cutting yang dilakukan oleh Mud Logger, menunjukkan bahwa pada kedalaman 1278 mKU s/d 1307 mKU (kedalaman problem) mempunyai lithologi shale. Shale tersebut mempunyai sifat “High Pore Pressure”, sehingga untuk menembus lapisan tersebut dibutuhkan tekanan hidrostatik yang tinggi untuk menahan horizontal stress.
5.2.4 Analisa dan Evaluasi Peralatan / Spare Part Pompa dan Solid Control.
Temperatur lumpur yang terbaca di flow line / over flow adalah 174 deg F, kondisi ini mengakibatkan peralatan / spare part pompa terutama seal valve cepat rusak sehingga kerja pompa tidak optimum. Kondisi tersebut juga berpengaruh terhadap spare part solid control.
5.3 Usaha Mengatasi Problem Pemboran
Dari hasil analisa dan evaluasi tersebut dipakai untuk mengatasi problem terjepitnya rangkaian pada pemboran Sumur Struktur Prapen terlebih dahulu memperbaiki seluruh penyebab problem, meliputi :
• Berat lumpur dinaikkan sampai SG 1.40 untuk menahan sifat shale “high pore pressure”.
• Penambahan additive RM-43 untuk menaikkan Yield Point lumpur dan additive thermal stabilizer (Soltex) pada kondisi “high temperature”.
• Mengganti seluruh peralatan / spare part dengan peralatan / spare part yang tahan terhadap kondisi HPHT.
Dengan perbaikan – perbaikan tersebut pemboran diharapkan dimasa mendatang dapat lebih sesuai dengan rencana yang sudah di tetapkan baik dari segi tata waktu maupun anggaran yang tersedia.
5.4 Tinjauan Keekonomian
Pengembangan struktur Perapen melalui pemboran tiga sumur Horizontal pada cluster sumur PRP-01, meliputi :
• Pembuatan lokasi untuk 3 sumur di cluster sumur PRP-01 hanya menghabiskan biaya $US 5,600.-
• Biaya pembebasan tanah tidak ada karena lokasi sumur satu cluster dengan sumur PRP-01, dapat menghemat senilai $US 28,000.
• Biaya moving rig untuk 2 sumur tidak ada, dikarenakan jarak antar sumur hanya 7 m, dapat menghemat senilai US$ 82,647.46.
• Akselerasi pemakaian pahat PDC untuk pemboran 3 sumur dengan unjuk kerja pahat PDC 8 ½” adalah footage 1530 m, umur pahat 121 jam, ROP 21 m/jam dan
CPF (Cost Per Foot) 81 US$/m, dan pahat PDC 6” adalah footage 1016 m, umur pahat 69 jam, ROP 15 m/jam dan CPF (Cost Per Foot) 86 US$/m.
• Pemakaian ulang Oil Base Mud sebanyak 629 bbls untuk pemboran PRP-03 dan PRP-04, dapat menghemat senilai US$ 50,000.
6. KESIMPULAN
• Problem terjepitnya rangkaian pada pemboran Sumur-sumur prapen PRP-03 yang berupa “bridging hole”, “pack-off hole” diikuti “total loss circulation” disebabkan karena kurangnya hidrostatik lumpur pada saat menembus formasi “high pore pressure” shale.
• Untuk menahan formasi “high pore pressure” shale, berat lumpur pada trayek 8 ½” dinaikkan sampai SG 1.38.
• Untuk memperbaiki rheologi lumpur yang kurang baik pada kondisi “high temperature” ditambahkan additive RM-63 untuk menaikkan Yield Point dan menambahkan additive Soltex untuk thermal stabilizer pada temperatur diatas 250 deg F (high temperature).
• Mengganti spare part peralatan dengan spare part yang tahan terhadap kondisi HT.
• Pemboran tiga sumur horizontal di struktur Perapen dapat meningkatkan produksi sampai 910 bopd.
• Strategi out step horizontal drilling cukup efektif untuk diterapkan pada lapangan yang mempunyai sedikit lapisan produktif .
• Pengembangan lapangan marginal Struktur Perapen dengan strategi ini, menjadi cukup ekonomis ( POT=1.9 TH; NPV=2.720.000 USD; IRR=37.63% dan PI=1.62).
7. DAFTAR PUSTAKA
• Bradley, W. B., “Failure of Inclined
Boreholes”, J. Energy Resources
Technology, Trans. ASME, Vol.101, December 1979, 232-239.
• “Pengujian Laboratorium Oil Base Mud Pemboran Lokasi PRP-03 DOH NAD
Sumbagut”, Laboratorium Teknik Perminyakan, ITB, 2002.
• Analisis Terpadu Deskripsi Batuan Inti di sumur PRP-2 Sumatera Utara (Desember 2001), LEMIGAS
• Laporan Akhir Pemboran Sumur PRP 1, PRP-2, PRP-3 dan PRP-4 (2001-2002),PERTAMINA DOH NAD-SBU.
• Maurer et.all, March 1995. : Wellpath Planning and Projection Model (Wellpath 5)”, Maurer Eng.Inc. Houston,Tx.
• Artono, (1999) Perencanaan dan Aplikasi Horisontal Drilling Pertamina DO EP Rantau, Lomba karya Tulis Direktorat Eksplorasi.
8. BIOGRAPIE
Erwin Bustami, ahli utama pemboran, Dplm.
Drllg dari Akademi Minyak Dan Gas Bumi, 1979 dan Geologis 1994 dari Universitas Padjadjaran Bandung (UNPAD), 2006-2002 Ast Man Operasi
Field, Salawati Field, Dieng Geothermal Field, Kamojang Geothermal Field & Rantau Field.
---erbust---
Drilling, 2002-2001 Group Leader Growth & Prospec, 2001-1999 Ahli Utama II Dev Geologi, 1999-1995 Field Engineer (ATL), 1995-1971 Drilling Supervisory. Job Location, Pangkalan Brandan Field, Jatibarang Field, Arun
