IATMI 2006-TS-23
PROSIDING, Simposium Nasional & Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2006 Hotel The Ritz Carlton Jakarta, 15-17 November 2006
*
KISI KISI TEKNIKAL DAN OPERASIONAL DIBALIK
KIAT BENAKAT BARAT MENUJU PRODUKSI 5000 BOPD
oleh : Ade Sudarman*, Ibar S. Maksum*, Djaswadi* dan Supomo M. Atmodjo**
*JOB PERTAMINA-INDELBERG INDONESIA
ABSTRAK
Barangkali angka 5000 BOPD relatif tidak besar bagi banyak lapangan minyak, tetapi tidak demikian hal-nya dengan lapangan Benakat Barat yang telah di-produksikan sejak tahun 1933 dengan decline yang tajam sejak tahun 1963 hingga berada pada tingkat produksi dibawah 2000 BOPD sejak tahun 1975. Berbagai upaya mempertahankan produksi telah dilakukan, mulai dari pressure maintenance melalui injeksi gas pada tudung gas dan injeksi air dari pinggir (peripheral water injection) sampai upaya untuk menyusun proses injeksi air berpola ; meskipun demikian tidak terhindarkan trend penurunan pro-duksi yang semakin tajam sekitar tahun 1998 hingga mencapai titik produksi terendah sebesar 1000 BOPD pada mid 2003. Suatu usaha bersama secara terpadu, baik skema dukungan finansial yang menjamin pe-nyediaan logistik tepat waktu, pemutahiran pema-haman keadaan alamiah bawah tanah , upaya teknik eksploitasi lanjut maupun keserempakan langkah operasional telah membawa peningkatan produksi yang signifikan hingga mencapai tingkat 2413 BOPD pada awal Juni 2006. Pada saat ini sedang dicanang-kan kiat mencapai tingkat produksi 5000 BOPD. Tulisan berikut mengidentifikasi permasalahan yang umum dihadapi mature field semacam Benakat Barat ini ; membuat ringkasan ulasan dan analisa ulah lakunya dimasa lalu , menjelaskan pemahaman ulah laku dimasa kini serta argumen argumen teknis dan operasional bagi penyiasatan peningkatan pro-duksi dimasa depan.
PENGANTAR
Situasi industri migas menghadapi tantangan berat pada 20 tahun terakhir ini, dari semula sebagai negara dengan industri migas menjadi penghasil devisa terbesar mengarah ke “net oil importer”. Dengan demikian, didorong segala upaya untuk mempertahan-kan tingkat produksi, bumempertahan-kan saja dari lapangan baru hasil eksplorasi, tetapi juga
meningkatkan perolehan dari lapangan tua (brownfields).
Lapangan Benakat (Barat) ditemukan pertama kali oleh NKPM tahun 1932 dan dikembangkan sebagai lapangan minyak sejak 1933. Sampai tahun 1973 telah dibor sekitar 220 sumur yang terutama mempro-duksikan dari 1st sand, stray sand dan 2nd
sand.
Mengingat ke”brownfield”an lapangan Benakat (Barat) ini, pada tahun 1992 pt Suryaraya Teladan menandatangani kontrak EOR (Enhanced Oil Recovery) dengan Pertamina dan membentuk JOB (Joint
Ope-ration Body). Sejak itu, dilakukan berbagai
kajian intensif untuk revitalisasi dan “rejuvenation”. Usaha ini dilanjutkan oleh JOB Pertamina-Indelberg Indonesia sejak tahun 2005 yang sampai saat ini telah ber-hasil menaikkan tingkat produksi harian sampai dua kali lipat.
.
KONSEP REVITALISASI &“REJUVENATION”. Revitalisasi dan “rejuvenation” dimaksudkan sebagai penggunaan “resources” seefisien mungkin sebagai prinsip pengambilan keputusan bagi tujuan mencapai perolehan migas semaksimum mungkin :
Semurah mungkin. Ramah lingkungan.
Menjaga keharmonisan antara keadaan alamiahnya (nature), society pendukungnya dan segenap stakeholders-nya.
Ini bukan hanya menitik-beratkan pada rancangan eksploitasi saja, tetapi juga menekankan aspek imple-mentasinya dilapangan secara sistematik dan konsis-ten, menyangkut :
• PEMAHAMAN TENTANG
KENYATA-AN ALAMIAHSIFAT RESERVOIR YANG
MENJADI SUBYEK UTAMA CADANGAN
MIGAS.
• SDM (SUMBER DAYA MANUSIA)
RANCANGAN EKSPLOITASI, APAKAH TELAH MEMILIKI KEMAMPUAN YANG CUKUP UNTUK MELAKSANA-KANNYA.
• TEKNOLOGI YANG TEPAT (GUNA).
• MANAJEMEN LINGKUNGAN YANG
MAMPU MENGANTISIPASI IMPACT SOSIAL EKONOMI YANG DITIMBUL-KAN MAUPUN POSISINYA TERHADAP PERATURAN YANG ADA.
Semboyan yang dilontarkan :
• Tingkatkan nilai komersial asset yang ada !
• Ubah paradigma segala upaya dapat ditingkatkan !
• Tetapi jangan lupa : ramah lingkungan !
BENAKAT BARAT
Discovery well : Benakat #2 oleh SVPM
tahun 1933 (sesudah Indonesia merdeka, menjadi pt Stanvac Indonesia).
Terletak pada latitude 03o17’12” south dan
longitude 103o40’05” east, 155 km barat
daya kota Palembang, Sumatera Selatan. Kedalaman sekitar 488 meter di formasi Ta-lang Akar (Miocene).
Diproduksikan sejak tahun 1933.
Gambar. 1. Peta lokasi.
Pemahaman bawah tanah dan ulah laku produksi.
Gambar 2.Sejarah Produksi.
• Support pemahaman bawah tanah dari
seismik 2D.
• Eksploitasi SVPM terhenti karena perang.
• Eksploitasi Jepang terhenti karena kalah
perang.
• Eksploitasi Stanvac sudah maksimal
mengikuti teknologi pada zamannya.
Gambar 3. Sejarah Tekanan Reservoir.
Secara ringkas dapat disimpulkan bahwa sejarah produksi selama ini masih berada dibawah
natur-al decline, karena kurang lengkapnya
pemaham-an bawah tpemaham-anah dpemaham-an belum optimalnya lifting
practice, meskipun secara engineering sudah
di-upayakan pressure maintenance dengan injeksi gas dan peripheral water injection.
Perbaikan sejak 2005
Perubahan sistem dilakukan pada berbagai elemen kunci, terutama :
PEMAHAMAN RESERVOIR.
OPTIMISASI BIAYA DAN TEKNOLOGI PADA DRILLING DAN WORKOVER. OPTIMISASI OPERASI PRODUKSI. PEMBENAHAN SDM.
MEMPERBAIKI “TRUST” OLEH PENYANDANG DANA.
PENATAAN MANAGEMEN DAN TANGGUNG JAWAB TERHADAP LINGKUNGAN.
PENINGKATAN PEMAHAMAN BAWAH TANAH
Perubahan total pemahaman alami (nature) bawah tanah berkat keberhasilan campaign
seismic 3D dan 2D dalam waktu yang
rela-tif singkat, berikut cepatnya melakukan in-terpretasi secara komprehensif telah menge-rucut pada pemahaman berbagai fenomena yang baru dikenali saat ini mengenai karak-ter reservoir dan karakkarak-teristik alami (nature) bawah tanah umumnya.
Trend produksi semua data pelaporan
pro-duksi disatukan dalam suatu sistem data
base untuk menjamin konsistensi dan
keaku-ratan maupun keefektifan waktu pelaporan. Ini memudahkan analisa singkat trend
pro-duksi reservoir masa lalu dan perkiraannya
dimasa depan, termasuk kemungkinan mungkinan pemilihan pola injeksi dan ke-efektifannya di berbagai sektor.
Gambar 4. Peningkatan pemahaman bawah tanah.
OPTIMISASI BIAYA DAN TEKNOLOGI PADA
DRILLING DAN WORKOVER.
Sumber daya manusia
dilakukan dengan “memetakan” workforce yang ada, mengefektifkannya dan melaku- kan outsourcing bila memang sangat diper- lukan dengan jumlah dan timing yang tepat.
Proses
dilakukan analisa dan re-engineering pada seluruh elemen dalam proses , termasuk proses pengadaan berikut prosedur dan bi- rokrasinya; dicari terobosan baru yang se- cara operasional mencapai sasaran waktu yang dibutuhkan , tetapi secara birokratis masih dapat dipertanggungjawabkan.
Teknologi
setiap program dikaitkan dengan ketersedia- an teknologi dipasaran , baik yang advance
maupun yang “tepat guna”, karena sasaran
utama yang hendak dituju adalah memberikan
added value pada operation.
Gambar 5. Optimasi operasi produksi.
SDM (Sumber Daya Manusia)
Upaya yang dilakukan agar semua berpikir positif dan kontribusinya sistematis :
Saling bertukar dan berbagi pengetahuan. Pemecahan masalah dalam suatu tim kerja. Menumbuhkan motivasi berdasarkan prestasi.
Training.
MEMPERBAIKI “TRUST” OLEH PENYAN-DANG DANA
Suatu usulan komprehensif rencana peningkatan pro-duksi melalui optimasi sumur, workover, penambah-an titik serap dpenambah-an peningkatpenambah-an proses injeksi air, disu-sun untuk meyakinkan shareholders terutama pe-nyandang dana, mengetengahkan analisa keekonomi-an dengkeekonomi-an menekkeekonomi-ankkeekonomi-an pengaruh harga minyak serta peraturan kemudahan dan insentif yang ada.
HASILNYA
Rencana Kegiatan yang telah diimplementasikan Reaktivasi sumur sumur lama yang telah ditinggalkan.
Optimasi rekomplesi lapisan yang masih
menghasilkan dan workover. Injeksi air.
Perbaikan sistem pengumpul.
Reaktivasi
Perbaikan jalan dan pipa
•Jalan jalan operasi
(gain produksi 300-400 BOPD) type I sepanjang 6.773 m type II sepanjang 4.200 m type III sepanjang 10.910 m
•Pemipaan minyak produksi dan injeksi air
I gain 185 BOPD,
pipa prod 3” sepanjang 23.760 meter,
pipa gas & water injection well 2” sepan- jang 8.862 meter
pipa air 6” sepanjang 1,272 meter dan 4 (empat) buah satelit.
Optimasi : gain 908 BOPD
• Optimasi bawah tanah 62 SSP
menghasilkan 428 BOPD
• Optimasi lifting equipment:7 PU +
4 HPU + 2 ESP, gain 480 BOPD
Workover menghasilkan gain 472 BOPD.
Dari sumur sumur yang telah di workover antara lain menunjukkan hasil sebagai berikut :
• BKB # 261 pindah lapisan dari 2nd
sand ke 1st sand menghasilkan 70 BOPD, menunjukkan new
perforat-ion tool berhasil.
• Reaktivasi BKB # 244 dan
reperfo-rasi lapisan B menghasilkan gain produksi 361 BOPD pada water-cut 2%, mengkonfirmasi produktifitas lapisan B di area ini.
• Tekanan alir BKB # 244 masih
ba-ik dan tinggi. Tekanan reservoir se-kitar 800 psi.
• Reaktivasi BKB # 01A dan
reper-forasi lapisan B bawah menghasil-kan 228 BFPD pada 85% cut atau 34 BOPD; belum konklusif dan masih memerlukan cleaning up.
• Reperforasi BKB # 246
menunjuk-kan hasil 60 BOPD pada 50%
wa-ter-cut.
Sumur sumur baru
SWD#01 dengan gross production 223 BFPD dengan 78 % water-cut.
SWD#02 dengan 61 BOPD pada 15%
water-cut.
SWD#03 sedang dibor. BD-A sedang dibor.
Gambar 6. Trend kenaikan produksi.
Projek EOR
• Kajian pola injeksi.
• Evaluasi dan monitoring proses injeksi yang
ada yaitu : 31 sumur injektor.
• Perancangan kedepan dengan tambahan
su-mur injeksi dan pengadaan pompa injeksi meliputi tambahan 16 sumur injektor serta 2 water supply wells.
Gambar 7. Pilihan pola injeksi dan record status sumur
REKAPITULASI
Gambar 7. Proyeksi menuju 5000 BOPD.
BENAKAT OIL FIELD - PRODUCTION PERFORMANCE & FORECAST
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 1 98 1 1 98 2 1 98 3 1 98 4 1 98 5 1 98 6 1 98 7 1 98 8 1 98 9 1 99 0 1 99 1 1 99 2 1 99 3 1 99 4 1 99 5 1 99 6 1 99 7 1 99 8 1 99 9 2 00 0 2 00 1 2 00 2 2 00 3 2 00 4 2 00 5 2 00 6 2 00 7 2 00 8 2 00 9 2 01 0 2 01 1 2 01 2 2 01 3 2 01 4 2 01 5 2 01 6 2 01 7 YEAR B O P D PRIMARY Natur m Workove Infill Optimatio
KESIMPULAN
1. Idealnya, segala langkah eksploitasi sejak awal penemuan migas, sebaiknya dilakukan dengan optimal dan efisien, tetapi tidak ada salahnya dan tidak ada kata terlambat bila dilakukan terhadap lapangan tua (mature) dan sudah jauh menurun produksinya (brownfield).
2. Meskipun demikian pengalaman menunjuk-kan bahwa rancangan teknikal yang bagus saja tidak cukup untuk itu, tetapi harus dila-kukan pula perbaikan terus menerus dan konsisten pada semua lini proses menuju kesana, termasuk pembinaan SDM serta
respect terhadap lingkungan dan society
disekitarnya dalam pengertiannya yang luas (dengan menggarisbawahi makin besarnya peran Pemda pada era otonomi daerah de-wasa ini). Itu semua merupakan policy kunci dalam upaya peningkatan produksi lapangan tua Benakat Barat menuju 5000 BOPD. 3. Dalam konteks demikian hendaknya tidak
mengecilkan support dan kerjasama pihak ketiga (jasa dan services) sehingga perlu juga menterapkan reward and punishment yang pas agar menumbuhkan semangat ke-bersamaan dan saling menunjang.
4. Sisi lain yang juga menentukan perhitungan
feasible tidaknya suatu program yaitu
berba-gai peraturan peraturan terkait yang ada, perlu sekali sekali direview mengikuti gejo-lak perkembangan pertumbuhan ekonomi, fiskal maupun harga minyak mentah dipa-saran.
REFERENSI
1. Ali K, SPE, Djoesan H, SPE, and Yeow N.C., Petronas Carigali Sdn Bhd :”Temana Field Rejuvenation: Looking for Maximiz-ing Asset Value”, SPE 100298, 2006. 2. Aprilian S and Kurnely K, PT Pertamina EP
:” Improving the Value-Risk Management on Revitalizing Mature Oil Fields in One Company's Operating Area”, SPE 100879, 2006.
3. Kurnely K, Aprilian S, and Suarsana I.P, Pertamina : “A New Strategy of Brownfield Development in New PT Pertamina E&P Indonesia”, SPE 101242, 2006.
4. Gunadi B and Suarsana I.P, PT PERTAMI-NA (PERSERO), and Marhaendrajana T, Inst. Technology Bandung :” Gas Injection Programs in PERTAMINA West Java to Obtain Better Recovery: Field Screening, Laboratory and A Simulation Study”, SPE 97507, 2005.
5. Yesquen S. and Lopez, L :”Integrated Reser-voir Management for Life Extension of a Mature and Marginal Oilfield – Talara Basin, Peru”, SPE 97637, 2005.
6. Enyinnaya Eteh, Berti Ozumba, Shell Petro-leum Development Company of Nigeria Li-mited :”Rejuvenating Exploration in a Matu-re Province”, SPE 88909, 2004.
7. Salis Aprilian, Kun Kurnely, Kiagus Novi-an, Pertamina DOH SBS :”Rejuvenation of Matured Oil Fields in South Sumatra, Indo-nesia”, SPE 80438, 2003.
8. Bin Mohamad Ali, Junaidi, Bin Sulaiman, Mustafa, Bin Husin, M. Taufik, Elk, Jan V., PETRONAS Carigali Sdn. Bhd :”Technical and Financial Success in the Rejuvenation of the Matured Baram Field”, SPE 39722, 1998.
Gambar. 1. Peta lokasi.
Gambar 3. Sejarah Tekanan Reservoir.
Gambar 5. Optimasi operasi produksi.
Gambar 7. Pilihan pola injeksi dan record status sumur
Gambar 8. Proyeksi menuju 5000 BOPD.
BENAKAT OIL FIELD - PRODUCTION PERFORMANCE & FORECAST
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 19 81 1982 1983 1984 8519 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 9419 1995 1996 1997 1998 9919 2000 2001 2002 0320 2004 2005 2006 2007 0820 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 YEAR B O P D PRIMARY RECOVERY Natural
m
Workover Infill drilling. OptimationEOR (WATER FLOODING)
