128
EVALUASI HASIL PELAKSANAAN RE-KOMPLESI SUMUR F DI LAPANGAN LPD
Jati Lion Samratul Farresi1, Bambang Yudho Suranta2 dan Akhmad Sofyan3 Teknik Produksi Minyak dan Gas, PEM Akamigas, Jalan Gajah Mada No. 38 Cepu, Blora - 58315
E-mail: [email protected], [email protected] , [email protected]
ABSTRAK
Fluktuasi harga minyak menyebabkan terhambatnya kegiatan pengeboran, salah satu cara untuk menjaga lifting minyak/gas adalah dengan melakukan pekerjaan WOWS (Work Over and Well Service) untuk merawat sumur-sumur yang ada (initial well) ataupun yang telah mati namun masih memiliki sisa cadangan yang ekonomis untuk diproduksikan.
Sumur yang telah mati namun masih memiliki cadangan yang ekonomis untuk diproduksikan dapat di aktifkan kembali dengan pekerjaan perawatan dan perbaikan sumur atau WOWS. Salah satu pekerjaan WOWS adalah re-komplesi dimana sumur yang telah mati tersebut dilakukan penyelesaian ulang seperti penggantian skenario komplesi, tipe komplesi, peralatan sub surface bahkan KUPL (Kerja Ulang Pindah Lapisan).
Tulisan ini dimaksudkan untuk mengevaluasi pekerjaan re-komplesi sumur F dan berfokus pada pelaksanaan kegiatan serta durasi pekerjaan dari tiap-tiap kegiatan dari hasil report yang divalidasi dari program yang telah direncanakan.
Kata Kunci: WOWS, re-komplesi, evaluasi
1. PENDAHULUAN
Kegiatan workover dan well service sumur gas berbeda dengan sumur minyak, sebagai contoh, sumur gas harus memiliki spesifikasi downhole equipment yang lebih tinggi untuk mengatasi permasalahan yang lebih kompleks pada sumur gas.
Setelah banyak kajian dan berdasarkan studi lapangan, menyatakan bahwa kegiatan WOWS pada sumur gas harus memperhatikan hal-hal dasar berikut ini:
• Menjaga sumur untuk selalu terkendali untuk melakukan well testing awal.
• Peralatan tubular seperti tubing, casing, dan peralatan komplesi lainnya harus memenuhi spesifikasi untuk mengatasi sulphur resistance.
• Pelatihan mengenai keadaan darurat harus benar-benar dikuasai seluruh pekerja untuk mengatasi situasi seperti kemungkinan terjadi kebocoran gas H2S.
2. METODE
Penelitian ini melakukan dengan 2 tahapan yaitu tahap interpretasi kualitatif dan pendekatan kuantitatif. Dalam pengolahan data sumur penulis melakukan analisis terhadap program yang direncakan sebelumnya dan kemudian mengevaluasi pelaksanaan dari report kegiatan yang telah dilaksanakan.
Dalam interpretasi kualitatif penulis melakukan pencatatan permasalahan dan alasan dibalik adanya perbedaan kegiatan yang dilaksanakan (report) dengan program yang telah disusun
129
sebelumnya. Untuk pendekatan kuantitatif penulis melakukan beberapa perhitungan seperti perhitungan durasi timeline/rundown tiap kegiatan.
3. PEMBAHASAN
Sumur F adalah sumur produksi gas yang di bor pada tanggal 10 April 2003, sempat mencapai puncak produksi sebesar 70 MMSCFD. Namun seiring dengan perjalanan waktu Sumur Gas F berangsur-angsur mengalami penurunan produksi dan akhirnya mati pada tahun 2013.
Kegiatan WOWS kembali dicanangkan pada 2016 untuk menutup zona air dengan kegiatan cement squeezing dan melakukan running CHL (Cased Hole Logging) tools untuk mengidentifikasi zona bypass gas. Dan pada akhirnya akan kembali menjadi sumur produksi gas.
A. Tantangan, Potensi Bahaya dan Risiko Operasi Re-komplesi Sumur F
Secara teknis, pekerjaan workover ataupun well service sumur gas sangatlah sulit dan perlu membutuhkan pemahaman yang tinggi mengenai risiko yang akan dihadapi. Pemahaman mengenai risiko ini merupakan salah satu bentuk managemen risiko yang dapat menyelamatkan keselamatan para pekerja serta meningkatkan potensi keberhasilan pekerjaan.
Berikut beberapa tantangan dan risiko yang akan dihadapi antara lain:
• Gas burn yang dapat memicu rig terbakar.
• Blowout.
• Gas H2S beracun.
• Korosi dan kebocoran peralatan subsurface oleh gas CO2.
• Penumpukan scale yang menyulitkan mencabut retrievable packer.
• Deformasi casing.
• Milling permanent packer.
• Gas trap dibawah packer
B. Kelayakan Rig Operasi Re-komplesi Sumur F
Sebelum melakukan pekerjaan WOWS ataupun drilling, rig yang digunakan harus memenuhi standar operasional. Hal ini sangat penting dilakukan untuk mencapai kesuksesan dalam mencapai tujuan utama yaitu safety dan juga efisien. Demikian pula dengan pemilihan rig untuk pekerjaan re-komplesi di Sumur F yang menggunakan rig BMHE-01 dengan kapasitas 350 HP.
Berdasarkan SILO (Surat Ijin Layak Operasi), Rig BMHE-1 ini telah layak untuk melakukan operasi re-komplesi Sumur F.
C. Operasi Re-komplesi Sumur F
Berikut merupakan kondisi komplesi sumur mula-mula.
130
Tabel 1. Spesifikasi Tubular
Downhole completion Sumur F menggunakan Cased Hole Completion (perforated liner completion) yang langsung menggunakan surface casing 9 5/8” dan production liner 7” yang menggantung hingga dasar lubang sumur, hal ini diterapkan karena Sumur F tidak terlalu dalam untuk dapat dipasang beberapa trayek lainnya seperti conductor casing dan intermediate casing.
Pada awal pemasangan komplesi Sumur F (10 April tahun 2003), sumur ini memiliki skenario untuk diproduksikan secara sekaligus di masing-masing zona reservoirnya dan tidak diproduksikan secara satu persatu dari bawah ke atas (bottom to up). Hal ini dilakukan untuk meningkatkan jumlah lifting hidrokarbon secara cepat dan masif.
Melihat jenis tubing completion pada Sumur F adalah termasuk kedalam tipe multiple completion (dual tubing completion) yang memungkinkan untuk memproduksikan secara bersamaan multilayered reservoir (reservoir dengan lapisan lebih dari satu) memiliki beda tekanan yang signifikan, hal ini dilakukan supaya tidak ada crossflow antar formasi sehingga tidak ada aliran dari zona perforasi yang satu mendesak zona perforasi lainnya, aliran crossflow ini merugikan dan dapat mengurangi jumlah produksi dari suatu sumur minyak maupun sumur gas.
Sedangkan pada wellhead completion tentunya menggunakan dual tubing hanger (split hanger) sebagai penggantung rangkaian long string dan short string yang masing-masing berdiameter 3 ½” dan 2 7/8”.
1) Kedalaman Zona Perforasi Lama
Kedalaman zona perforasi lama akan dilakukan penyemenan dengan secondary cementing (squeeze) untuk menutup zona air dari layer formasi yang tidak produktif. Kemudian akan dilakukan perforasi di layer lain untuk memproduksikan gas yang masih tersisa pada reservoir.
Berikut adalah interval kedalaman zona perforasi lama:
• C-50 dengan interval kedalaman 1049-1117.3 ft
• E-10 dengan interval kedalaman 1631-1637 ft
2) Program Komplesi Baru yang Diajukan Mula-mula
Pada program workover tahun 2016, awalnya akan dilakukan pekerjaan komplesi ulang dimana terdapat rencana perubahan metode komplesi (re-komplesi) yang awalnya menggunakan dual tubing completion untuk memproduksi 2 layer reservoir sekaligus kemudian digantikan dengan komplesi yang baru yaitu commingle completion dengan double layer single tubing.
Pertimbangan awal komplesi ini dipilih karena:
Tubular Size (inch)
Weight
(ppf) Thread Grade Total Depth (ft)
Casing 9 5/8 36 K-55 Buttress 1814
Liner 7 26 K-55 Buttress 2758
Long String 3 ½ 9.2 J-55 External Upset End 2023 Short String 2 3/8 4 J-55 Non Upset End 946
131
a) Sumur F telah mengalami penurunan tekanan (pressure depletion) yang besar sehingga tidak mampu untuk mendorong hidrokarbon ke permukaan.
b) Tidak memungkinkan untuk dipasang artificial lift karena berupa sumur produksi gas.
c) Dapat memproduksikan beberapa zona reservoir sekaligus dari dua layer reservoir (zona C dan D).
Berdasarkan data Electronic Memory Recorder (EMR) diketahui ketiga zona (C-20A ,C-20B dan D-10) memiliki tekanan reservoir yang sama yaitu 300 psi, sehingga memungkinkan untuk diproduksikan sekaligus dengan hanya satu tubing dan satu packer tanpa menyebabkan adanya crossflow.
3) Kedalaman Zona Peforasi Baru yang Diajukan Mula-mula
Zona perforasi awal, ditentukan berdasarkan kedalaman dari zona reservoir. Penentuan zona ini juga termasuk interval perforasi yang ditentukan dari hasil evaluasi petrofisik data PNN (Pulsed Neutron Neutron) logging oleh reservoir engineer Minarak Brantas.
Kemudian ditentukan 2 layer reservoir dengan 3 zona yang menjadi kandidat untuk dilakukan perforasi yaitu:
• Zona C-20 A dengan interval kedalaman 882 - 887 ft
• Zona C-20 B dengan interval kedalaman 903.14 - 911.3 ft
• Zona D-10 dengan interval kedalaman 1200-1217 ft
Gambar 1. Hasil Logging
Berdasarkan hasil logging (lampiran) tersebut terdapat 3 kolom grafik interpretasi logging dari Gamma Ray, Resistivity serta Density & Neutron log. Dari gambar tersebut dapat di interpretasi secara kualitatif untuk menentukan zona gas interest dibawah permanent packer 7”. Zona interest ditandai pada lingkaran hitam pada Gambar 1. Pada gambar tersebut terlihat zona interest berada pada interval kedalaman 2065-2090ft. Pada interpretasi GR log terlihat zona tersebut memiliki rata-rata simpangan ke kiri dimana ini memiliki arti bahwa pada interval tersebut memiliki porositas yang baik yang diidentifikasi sebagai zona reservoirnya.
Untuk interpretasi zona interest, resistivity log tidak terlalu menunjukkan penyimpangan ke kanan yang besar. Hal ini sebeneranya kurang menunjukkan kepastian keberadaan hidrokarbon,
132
namun diperlukan adanya validasi interpretasi kuantitatif dari perhitungan petrofisik oleh reservoir engineer. Sedangkan kolom grafik density & neutron log menunjukkan adanya fluida yang mengisi pada zona interest, hal ini juga menjadi pertimbangan adanya zona bypass gas yang mengisi pada interval kedalaman tersebut. Namun, interpretasi ini hanya sebagai analisis secara kualitatif, sehingga perlu adanya analisis lebih lanjut dengan analisis kuantitatif yaitu melakukan perhitungan petrofisik oleh reservoir engineer.
Pada akhirnya zona interest ini akan dibuka dan dilakukan perforasi sebagai interval perforasi yang dilaksanakan.
4) Hasil Akhir Pelaksanaan Re-komplesi Sumur F
Berikut merupakan hasil akhir dari pelaksanaan re-komplesi sumur F setelah dilakukannya perubahan program di tengah operasi yang sedang berlangsung.
Pada awal program, susunan komplesi well diagram adalah menggunakan single tubing completion dengan ukuran 2 3/8, namun pada pelaksanaannya tidak jadi diaplikasikan, sehingga tetap menggunakan komplesi yang lama (dual tubing completion).
Permanent packer yang pada program awal akan ditinggal menjadi fish left in hole, namun pada pelaksanaannya permanent packer tetap diambil sehingga membuka zona reservoir bagian bawah. Hal ini dikarenakan pada saturasi log zona bawah terindikasi masih adanya kandungan gas pada zona-zona yang awalnya diabaikan. Sehingga menyebabkan perubahan zona perforasi dan susunan komplesi akhir pada well diagram.
5) Kedalaman Zona Perforasi Final yang Telah Dilaksanakan
Berikut merupakan interval kedalaman perforasi final yang merupakan hasil dari interpretasi log oleh reservoir engineer. Zona perforasi diubah menjadi interval kedalaman berikut:
• Zona D-10 dengan interval kedalaman 1206 - 1212 ft
• Zona E-20 dengan interval kedalaman 1714 - 1727 ft
• Zona F-10 dengan interval kedalaman 2075 - 2085 ft
Berdasarkan dengan hasil analisis interpretasi logging, kemudian didapatkan interval perforasi yang baru. Hal ini menyebabkan perubahan susunan peralatan komplesi yang digunakan setelah kegiatan perforasi selesai.
Berikut merupakan susunan komplesi dan diagram sumur yang telah menggantikan program re-komplesi sebelumnya. Pada komplesi final, tetap menggunakan dual string completion dengan kedalaman setting depth yang baru dan pemasangan retrievable packer untuk menggantikan permanent packer yang lama.
D. Evaluasi Pekerjaan Re-komplesi
Berikut merupakan beberapa pembahasan mengenai evaluasi yang terjadi pada operasi re- komplesi Sumur F.
1) Dilakukan washover permanent packer 7” yang menggantung komponen TCP (Tubing Conveyed Perforating) di kedalaman 1966 ft hingga 1988 ft , sehingga TCP jatuh dan menjadi fish. Hal ini dilakukan atas pertimbangan reservoir engineer karena diidentifikasi masih terdapat zona interest dibawah komponen TCP dari hasil logging.
133
2) Kegiatan squeeze memerlukan slurry yang sangat banyak, hal ini diakibatkan adanya deformasi casing 9 5/8” pada zona C-50, sehingga tidak dapat dilakukan casing scraping dibawah zona tersebut. Imbasnya RBP tidak dapat dipasang dibawah zona tersebut karena adanya scale yang menempel. Oleh karena itu pemasangan RBP diletakkan pada casing 7”
jauh dibawah zona C-50.
3) Karena kolom semen yang sangat tinggi (684-1690 ft), hal ini juga menyebabkan panjangnya durasi drill out cement.
4) Kegiatan modifikasi fishing tools akibat pencabutan permanent packer dan modifikasi komponen komplesi karena keterbatasan peralatan.
5) Kegiatan logging job yang awalnya hanya dilakukan di zona atas TCP, kini sekaligus dilakukan di bawah TCP untuk diidentifikasi zona gas pocket oleh reservoir engineer, sehingga terdapat zona baru kandidat perforasi yang awalnya pada interval:
• Zona C-20 A dengan interval kedalaman 882 - 887 ft
• Zona C-20 B dengan interval kedalaman 903.14 - 911.3 ft
• Zona D-10 dengan interval kedalaman 1200-1217 ft
Kemudian berubah pada interval:
• Zona D-10 dengan interval kedalaman 1206 - 1212 ft
• Zona E-20 dengan interval kedalaman 1714 - 1727 ft
• Zona F-10A dengan interval kedalaman 2075 - 2085 ft
6) Kegiatan scraping casing menjadi lebih panjang diakibatkan adanya pencabutan permanent packer yang telah di cabut ke permukaan.
7) Beberapa kerusakan peralatan seperti kelly saver sub dan guyline akibat durasi pekerjaan yang bertambah.
8) Pemasangan komplesi yang diajukan sebelumnya pada program adalah commingle multilayered single tubing completion, namun batal dipasang dan tetap menggunakan dual tubing completion.
E. Perbandingan Waktu program dan Realisasi Pekerjaan
Berikut merupakan tabel rundown hasil perbandingan durasi antara program dan realisasi pekerjaan re-komplesi Sumur F.
Tabel 2. Perbandingan Durasi Program dan Aktualisasi (Report)
Kegiatan Durasi (Jam)
Program Aktualisasi Killing Well and Pooh Existing Completion 40 97.5
Cementing job To Squeeze Zones 61 328.5
Logging And Perforating Activities 19 46.5
Running Completion 28 76.5
Swabbing Activities 6 15.5
Total 154 564.5
134
Dari tabel perbandingan durasi program dan aktualisasi, dapat kita lihat bahwa tiap kegiatan operasional pada aktualisasi lebih besar dari program yang direncanakan, hal ini selain dikarenakan terjadinya perubahan program di tengah-tengah pelaksanaan re-komplesi, pada program juga tidak dicantumkan kegiatan secara terperinci seperti tidak memasukkan beberapa kegiatan seperti persiapan sebelum running tools, wait on daylight, laydown tubing/drillpipe, modifikasi peralatan fishing dan lain sebagaimana. Kegiatan cementing job dan squeeze zones memiliki durasi yang paling lama dan paling memakan waktu karena pada kegiatan tersebut meliputi scraping job, milling serta kegiatan fishing yang berulang-ulang karena adanya kendala casing collapse dan modifikasi peralatan fishing tools untuk mengangkat fish.
Gambar 2. Grafik Durasi Program dan Aktualisasi (Report)
Dari tabel rundown kegiatan antara estimasi program dan report kita dapat mengetahui bahwa terjadi keterlambatan operasi dari rundown program yang telah ditentukan. Hal tersebut itu bisa terjadi dikarenakan karena situasi kondisional yang tak diinginkan seperti adanya hambatan karena beberapa problem seperti:
• Mixing tank bocor
• Adanya deformasi casing yang menghambat saat RIH rangkaian
• Guyline terputus
• Operasi fishing yang berulang-ulang karena fish tidak kunjung terambil
• Nozzle plug pada bit saat DOC
• Perubahan skenario akibat hasil interpretasi dari CHL sebelum dilakukan perforasi.
Hal seperti ini merupakan hal yang tak terduga yang dapat terjadi saat melakukan operasi WOWS, sehingga membuat pekerjaan menjadi lebih lama dari program yang telah ditentukan.
F. Analisis terhadap Kurva IPR (Inflow Performance Relationship)
Berikut merupakan analisis kurva IPR untuk menggambarkan kemampuan sumur F untuk berproduksi.
0 100 200 300 400 500 600 Killing Well and Pooh Existing
Completion Cementing Job To Squeeze Zones
Logging And Perforating Activities Running Completion
Swabbing Activities
TOTAL
Durasi Program vs Aktualisasi
PROGRAM ACTUAL
135 1) IPR Sebelum Operasi Re-komplesi
Sumur F sebelumnya merupakan sumur mati dengan water cut 100%, kemudian dilakukan operasi re-komplesi untuk me-reaktivasi sumur untuk kembali berproduksi sebagai sumur gas.
Dalam kasus ini tentu tidak menunjukkan kurva IPR dikarenakan tidak adanya laju alir Q = 0 (mmscfd) gas yang terproduksi.
2) IPR Setelah Operasi Re-komplesi
Berikut merupakan grafik kurva IPR setelah operasi re-komplesi, Sumur F berhasil berproduksi kembali sebagai sumur gas dengan rata-rata Q rate 0.075 mmscfd.
Gambar 3. Kurva IPR Setelah Re-komplesi
Untuk plotting kurva IPR ditentukan dari perhitungan serta input data ke dalam Software PipeSim dengan menggunakan persamaan Jones antara dua komponen yaitu Q rate dan Pwf.
4. SIMPULAN
Berdasarkan penelitian dan evaluasi yang telah dilakukan pada kegiatan re-komplesi Sumur F, maka dapat disimpulkan dengan beberapa poin sebagai berikut
• Pekerjaan re-komplesi tidak berjalan sesuai program karena hasil saturasi log terindikasi masih adanya gas pada zona-zona yang awalnya diabaikan dan kemudian dilakukan perubahan rencana yang signifikan yaitu mengganti zona perforasi dan tetap mempertahankan dual tubing completion. Hal ini juga tidak lain merupakan keputusan dari pihak perusahaan dan SKK Migas dalam pengambilan kebijakan yang telah terjadi.
• Terjadi penambahan waktu pengerjaan dari target yang telah ditetapkan pada program, proses operasi fishing merupakan pekerjaan yang paling banyak memakan waktu.
Kemudian disusul dengan pengerjaan casing scraping yang berulang dikarenakan
136
rangkaian tubing tidak dapat melewati kedalaman 1086 ft dikarenakan adanya deformasi casing.
• Rundown kegiatan yang tertulis pada program kurang mendetail, sehingga kurang merepresentasikan pada pekerjaan yang sebenarnya pada saat operasi berlangsung.
• Perbedaan durasi pekerjaan dari program yang telah ditentukan juga terpengaruh dari adanya problem-problem lain yang terjadi di lapangan seperti adanya mixing tank bocor, guyline putus, nozzle plug, modifikasi fishing tools, modifikasi komponen komplesi dan sebagainya.
5. DAFTAR PUSTAKA
[1] Crumpton, Howard. 2017. Well Control for Completions and Interventions. Cambridge: Gulf Professional Publishing.
[2] Guo, Boyun, Xinghui Liu dan Xuehao Tan. 2017. Petroleum Production Engineering: 2nd Edition. Cambridge: Gulf Professional Publishing.
[3] Hounglan, Zou, Wang, Xugang. 2011. Integrated Workover and Re-completion Techniques to Succesfully Restore Productivity for Sour Gas Field, Turkmenistan: Petrochina Research Institute of Petroleum Development & Exploration.
[4] Kementerian Pendidikan dan Kebudayaan Republik Indonesia. 2015. Peralatan Produksi Atas dan Bawah Permukaan.
[5] Rubiandini R, Teknik Operasi Pemboran Vol 1. 2012. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
[6] Schlumberger, Well Control for Workover Operations, -: Schlumberger.
