INTEGRATED SOLUTION TO OPTIMIZE ASSET AND INCREASE GAS SALES EAST MUSI FIELD

(1)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

INTEGRATED SOLUTION TO OPTIMIZE ASSET

AND INCREASE GAS SALES EAST MUSI FIELD

Oleh :

Azis Rochmanudin *), Gunung Sardjono Hadi **) dan Nengah Suabdi ***)

*)

Pertamina EP Region Sumatra

**)

Pertamina EP Jakarta

***)

Pertamina EP Region Sumatra

ABSTRAK

Struktur Musi merupakan salah satu struktur penghasil minyak & gas yang cukup potensial di Pertamina EP Region Sumatera, khususnya Area / Lapangan Pendopo. Struktur Musi terbagi menjadi dua tutupan, yaitu Musi Timur dan Musi Barat. Saat ini Struktur Musi Timur menghasilkan produksi minyak rata-rata sebesar 788 BOPD dan 54 MMSCFD gas jual yang dikirim ke Palembang. Produksi masih dapat ditingkatkan dengan upaya Reparasi, KUPL dan Bor Infill.

Upaya meningkatkan produksi gas selain tergantung pada kebutuhan market juga berhubungan erat dengan kemampuan fasilitas produksi yang tersedia. Tulisan ini akan membahas upaya meningkatkan produksi gas baik dari sisi well by well serta group yang dikaitkan dengan fasilitas atas tanah dan kondisi lapangan sekitar (Musi Barat, eks. PPGS). Dari sisi bawah tanah terdapat beberapa sumur shut-in dengan potensi gas yang cukup besar. Sedangkan dari sisi atas tanah adalah terbatas oleh kapasitas trunkline yang saat ini sebesar 60 MMSCFD dan akan dicoba disimulasi untuk meningkatkan kapasitas alirnya dari 60 MMSCFD menjadi 100 MMSCFD dengan membuat jumper ke fasilitas Musi Barat yang dijadwalkan selesai tahun 2007 ini.

PENDAHULUAN RESERVOIR

Formasi penghasil utama gas di struktur Musi Timur adalah Formasi Baturaja (BRF) dimana batuan reservoirnya berupa batugamping terumbu dengan ketebalan berkisar antara (40 – 100) m. Sedangkan dari data hasil pengukuran tekanan diperkirakan decline tekanan sebesar 8 psi/tahun (grafik decline tekanan dapat dilihat pada gambar 1.).

Dari analisa log pada formasi ini terdapat oil rim di bagian bawah formasi baturaja yang relatif tipis berkisar antara 2 – 3 meter. Di beberapa sumur, oil rim ini menjadi target untuk memproduksikan minyak. Sejalan waktu dengan terproduksinya minyak, terjadi peningkatan kadar air yang kemudian sumur dishut-in.

Sumur-sumur dengan pola produksi seperti ini dan mempunyai log dengan zona gas yang tebal yang akan dicoba untuk dibuka zona gasnya sebagai upaya meningkatkan produksi gas sekaligus upaya mengoptimalkan asset dari sumur shut-in sehingga penambahan sumur gas baru dapat diminimalkan.

PRODUKSI GAS SALES

Produksi gas sales lapangan Musi Timur dialirkan melalui trunkline gas ukuran 12” sepanjang ± 37 km menuju Teras yang selanjutnya bergabung dengan produksi gas dari lapangan-lapangan lain sebelum menuju ke konsumen. (seperti terlihat pada skema gambar 4.).

Sesuai sifat gas yang compressible, produksi gas sales bervariasi sangat tergantung

(2)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29 pada kapasitas pipa trunkline maupun besar

tekanan jaringan trunkline yang dilewatinya. Pada kondisi ideal dimana tekanan jaringan stabil dan tidak ada masalah dengan fasilitas surface maupun konsumen, maka tekanan normal gas di Musi Timur adalah sebesar 760 psi dan tekanan jaringan di Teras adalah sebesar 600 psi, sehingga didapat kapasitas trunkline 12” Musi-Teras adalah sebesar ± 60, 21 MMSCF. (performance produksi gas HP dan gas sales dapat dilihat pada gambar 2.)

KONDISI LAPANGAN SEKITAR

Musi Barat adalah lapangan gas yang hanya berjarak ± 7 km disebelah barat lapangan Musi Timur. Gas dari lapangan ini dialirkan tersendiri melalui trunkline 28” sepanjang ± 116 km menuju Benuang yang selanjutnya dikirim ke konsumen tersendiri. Perhitungan kapasitas alir pipa dengan menggunakan persamaan Weymouth pada tekanan upstream sebesar 760 psi dan downstream sebesar 600 psi didapat harga kapasitas trunkline sebesar ± 325 MMSCF.

ANALISA DAN UPAYA PENINGKATAN JUMLAH GAS SALES

Untuk peningkatan gas sales dilakukan dengan upaya sebagai berikut:

1. Memanfaatkan Trunkline gas 28” Musi Barat

Dengan telah selesainya proyek pengembangan lapangan Musi Barat yang dilakukan oleh PPGS, dan kemudian diserahkan ke Region Sumatra, maka Region Sumatra berkesempatan untuk lebih mengintegrasikan fasilitasnya guna menambah keuntungan bagi perusahaan. Salah satu keuntungan tersebut adalah dengan mengatasi terbatasnya kapasitas trunkline gas Musi Timur (existing) dengan menghubungkan jaringan gas Musi Timur ke Musi Barat melalui jumper pipa 12”. Jumper ini bertujuan untuk meningkatkan kapasitas gas sales dari Musi Timur. Terdapat beberapa

titik future connection disepanjang trunkline 28” sebagai cadangan/back-up tie-in bila dilakukan pengembangan pada lapangan-lapangan yang dilewati trunkline tersebut. Adapun titik jumper yang dipilih adalah yang terdekat dengan Musi Timur dengan pertimbangan yang paling mudah dan ekonomis untuk saat ini.

Hasil survey lapangan, jarak titik jumper terdekat adalah ± 2,3 km. Dengan tekanan upstream sebesar 760 psi dan downstream sebesar 725 psi pada trunkline ukuran 12” (ukuran pipa yang tersedia) didapat perkiraan kapasitas pipa jumper sebesar ± 95 MMSCF. Kapasitas ini bila dijumlahkan dengan kapasitas trunkline existing mencukupi jumlah gas maksimum saat ini yang mampu diproduksikan dari lapangan Musi Timur yang mana dibatasi juga oleh kapasitas fasilitas produksi gas HP di SP Musi Timur sebesar 130 MMSCFD.

Adapun perhitungan kapasitas pipa didapat dengan menggunakan persamaan Weymouth sebagai berikut :

T Z SG L P P Q pipe down ups gas × × × × × = 2 2 67 . 2 11 . 1

2. Melakukan reparasi sumur-sumur shut-in di Musi Timur

Dari sisi well by well serta guna pengoptimasian asset existing terdapat sekitar 9 (sembilan) sumur shut-in yang berdasar log analysis masih mempunyai potensi gas yang cukup menjanjikan. Selain itu juga terdapat sekitar 2 (dua) sumur yang saat ini mempunyai trend kenaikan kadar air sehingga perlu dilakukan reparasi untuk membuka zona gas yang potensial.

Sebagai bahan analisa, tulisan ini akan membahas satu sumur (sumur “x”) yang pada awal produksinya dibuka di zona minyak yang kemudian sejalan waktu terjadi kenaikan air hingga 100%. Sumur ini kemudian dilakukan reparasi dengan

(3)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

menutup zona minyak dan membuka zona gas.

Sumur “x” dibor pada tahun 1975 dimana didapat top lapisan BRF di ± 833 m dan bottom lapisan BRF di ± 895 m. Zona oil rim ini pernah diproduksikan secara Natural Flow dari tahun 1980 hingga 1999 dengan kumulatif produksi sebesar 1,12 MMBBL, kemudian sumur mati. Pada Nopember 2002 dilakukan reparasi dengan membuka interval sedikit diatas GOC yang kemudian diproduksikan dengan hasil air 100%. Diperkirakan minyak sudah terkuras. Pada bulan September 2003 dilakukan reparasi dengan menutup zona terbuka dan membuka zona gas (BRF atas), dimana hingga saat ini sumur tersebut mampu berproduksi gas HP sebesar ± 5,7 MMSCFD. (log sumur ”x” , log sumur-sumur shut-in serta performance produksi sumur ”x” dapat dilihat pada gambar 3, 5, 6, 7 dan 8).

Berdasar dari hasil reparasi di sumur ”x”, maka upaya selanjutnya untuk pengembangan lapangan Musi Timur, akan dilakukan Reparasi maupun Infill Drilling dengan target utama gas dan meninggalkan sementara oil rim yang tersisa. Upaya reparasi apabila diterapkan pada sumur-sumur shut-in yang mempunyai tipe log yang hampir mirip sumur ”x”, dengan target rata-rata produksi gas sebesar 3 MMSCFD/sumur maka dari reparasi ke sembilan sumur shut-in diperkirakan didapat tambahan produksi gas HP sebesar 27 MMSCFD.

KESIMPULAN

1. Produksi gas Musi Timur masih dapat ditingkatkan namun saat ini terkendala oleh kapasitas trunkline gas yang hanya ± 60 MMSCFD.

2. Sifat gas yang compressible memerlukan penanganan secara integrated baik dari sumur-sumur penghasil gas maupun segi jaringan trunkline gas.

3. Upaya mengoptimalisasi asset dan menambah jumlah gas sales dari struktur Musi Timur dapat dilakukan dengan cara:

Segi surface :

Menghubungkan jaringan trunkline gas Musi Timur dengan Musi Barat dimana didapat perkiraan penambahan kapasitas trunkline gas sebesar ± 95 MMSCFD

Segi subsurface :

Melakukan reparasi pada 9 (sembilan) sumur shut-in di Musi Timur dengan perkiraan tambahan produksi sebesar 27 MMSCFD.

4. Dalam upaya peningkatan produksi gas di Musi Timur, perlu dipertimbangkan pengembangan fasilitas surface yang sejalan dengan rencana pengembangan subsurface kedepan.

DAFTAR SIMBOL

Qgas : Laju alir gas, mmscf : Diameter pipa, in Pups : Tekanan upstream, psi Pdown : Tekanan downstream, psi Lpipe : Panjang pipa, ft

SGgas : Specific gravity gas Z : Faktor kompresibilitas gas T : Temperatur, oK

DAFTAR PUSTAKA

______, Buku Pedoman Kerja Teknik Produksi, Teknik Reservoir dan Teknik Penilaian Formasi, Pertamina-LAPI ITB, 2004

Pirson, S. J., ”Handbook of Well Log Analysis for Oil and Gas Formation Evaluation”, Prentice Hall Inc,. Englewood Cliffs, NJ, 1963

(4)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

GAMBAR 1. SEJARAH TEKANAN RESERVOIR LAPANGAN MUSI TIMUR 500 700 900 1100 1300 1500

Feb-74 Feb-76 Feb-78 Feb-80 Feb-82 Feb-84 Feb-86 Feb-88 Feb-90 Feb-92 Feb-94 Feb-96 Feb-98 Feb-00 Feb-02 Feb-04 Feb-06

BULAN-TAHUN P R E S S U R E , P S I

(5)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1/1/2001 5/16/2002 9/28/2003 2/9/2005 6/24/2006 DATE M MS C F

Mtr. Gas Vol. HP Mtr. Gas Vol. LP TOTAL

INSTALL KOMPRESSOR

GAMBAR 2. PERFORMANCE PRODUKSI GAS HP DAN GAS SALES MUSI TIMUR

0 50 100 150 200 250 300 1/1/2002 5/16/2003 9/27/2004 2/9/2006 6/24/2007 DATE B B L 0 1 2 3 4 5 6 7 8 M M S C F

GROSS, bbl NETT, bbl GAS, mmscf

REP, GOC REP, ZONA GAS

(6)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

GAMBAR 4. SKEMA TRUNKLINE GAS TASIM CILEGON / JABAR RAMBUTAN _BETUNG CBY 28” – 46km 28” - 27 km 28” - 23 km 28” - 20 km 28 ” –₂₄ km 3 2_” -3 5 k m TERAS NOTE :

S : COMPRESSOR SUCTION (PSIG)

D : COMPRESSOR DISCHARGE (PSIG)

P : GAS PRESSURE (PSIG)

Q : FLOWGAS (MMSCFD) BHP : BRAKE HORSEPOWER (HP)

: EXIST. FIELD

: STATION (FUTURE CONSTRUCTION) : PPG - STASIUN KOMPRESOR GAS : PPG - STASIUN PENYERAHAN GAS

: PPG - NEW GAS TRANSMISSION : NEW FIELD GAS PIPELINE (FUTURE CONST)

: EXISTING GAS PIPELINE

LBK 14” -23km 6”_{- 3} km 6” -_{6 k} m 4 ” -18 .3 k m SP.Y 14” - 50 km P= 555 P= 500 PAGARDEW A PRABUMENA NG KARANGDEW A BENUANG TO PRABUMULIH LIMAU ₁₀ ” -₂₄ km 6” -1 5k m 24” -10,1 k m 20” - 58,3 km BRG-TIKA-PEMAAT 14” - 58,3 km 12” -10,1 k m SM MTU SM RTU RTU RTU RTU RTU DHP RTU RTU RTU RTU PIG/L P IG /L P IG /R PIG/R-L PIG/L PIG/L PIG/L PIG /L P IG /R PIG/R PIG/R PIG/R P IG /R DHP DHP _:_{DEHYDRATION PLANT} RTU :SCADA ( RTU / SM / MTU )

:CONDENSATE HANDLING FACILITY : PIG LAUNCHER / RECEIVER

BK T RTU TPSRTU MSI-TIMUR RTU RTU RTU P. LAYANG PUSRI RTU ASD 8” – 10.5_km RTU RTU

:TIE IN FOR FUTURE CONNECTION TO EXISTING TRANSMISSION LINE

RTU PIG/L PIG/R PIG/L TO EXISTING (ADD) TUNDAN 6” -15 km 4” - 5 km RTU 32” - 10 km SPG. PAGARDEWA Q : 200 DHP 12”-10 km 6” – 7 km 22 ” 8” RTU Gunung Kemala RTU Prabumulih Barat P IG /R -L SM PRABUMULIH PIG/R -L SOPARTU P= 620 :CO2 REMOVAL MUSI BARAT P: 760 PSIG MERBAU TASIM CILEGON / JABAR RAMBUTAN _BETUNG CBY 28” – 46km 28” - 27 km 28” - 23 km 28” - 20 km 28 ” –₂₄ km 3 2_” -3 5 k m TERAS NOTE :

: EXIST. FIELD

RTU PIG/L PIG/R PIG/L TO EXISTING (ADD) TUNDAN 6” -15 km 4” - 5 km RTU 32” - 10 km SPG. PAGARDEWA Q : 200 DHP 12”-10 km 6” – 7 km 22 ” 8” RTU Gunung Kemala RTU Prabumulih Barat P IG /R -L SM PRABUMULIH PIG/R -L SOPARTU P= 620 :CO2 REMOVAL MUSI BARAT P: 760 PSIG MERBAU TASIM CILEGON / JABAR RAMBUTAN _BETUNG CBY 28” – 46km 28” - 27 km 28” - 23 km 28” - 20 km 28 ” –₂₄ km 3 2_” -3 5 k m TERAS NOTE :

: EXIST. FIELD

RTU PIG/L PIG/R PIG/L TO EXISTING (ADD) TUNDAN 6” -15 km 4” - 5 km RTU 32” - 10 km SPG. PAGARDEWA Q : 200 DHP 12”-10 km 6” – 7 km 22 ” 8” RTU Gunung Kemala RTU Prabumulih Barat P IG /R -L SM PRABUMULIH PIG/R -L SOPARTU P= 620 :CO2 REMOVAL MUSI BARAT P: 760 PSIG MERBAU

(7)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

(8)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

GAMBAR 6. LOG-LOG SUMUR SHUT-IN

SUMUR “X” ZONA TERBUKA SUMUR “X” ZONA TERBUKA SUMUR “X” ZONA TERBUKA

(9)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

GAMBAR 7. LOG-LOG SUMUR SHUT-IN (LANJUTAN)

ZONA TERBUKA GAS ZONE (TESTED)

± 7 mmscfd

ZONA TERBUKA GAS ZONE (TESTED)

(10)

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-29

GAMBAR 8. LOG-LOG SUMUR SHUT-IN (LANJUTAN)

ZONA TERBUKA ZONA TERBUKA