Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional dan Kongres X Jakarta, 12 – 14 November 2008 Makalah Profesional IATMI 08 – 037 UPAYA OPTIMASI PRODUKSI SUMUR PROBLEM KEPASIRAN DI LAPANGAN TANJUNG Oleh: M. Ikin Hardikin, Indriyono ES, Hariyono PT. Pertamina EP Unit Bisnis EP Tanjung
Abstrak Problem kepasiran merupakan salah satu masalah produksi yang terjadi pada sumur-sumur minyak di Lapangan Tanjung. Masalah ini menyebabkan penurunan produksi sumur dan kinerja lifting. Pasir terproduksi merusak peralatan pompa dan menyebabkan kehilangan produksi dan peningkatan frekwensi perawatan sumur. Saat ini terdapat 113 sumur produksi di Lapangan Tanjung yang tersebar di empat struktur aktif yaitu struktur Tanjung, Warukin Selatan, Warukin Tengah dan Tapian Timur dengan metoda lifting buatan berupa sucker rod pump (SRP) sebanyak 82 sumur dan electrical submersible pump (ESP) sebanyak 31 sumur. Usaha mengatasi problem kepasiran dengan menurunkan rate produksi atau menaikkan posisi intake pompa kurang diminati karena menyebabkan kehilangan potensi produksi sumur. Dalam hal ini diperlukan upaya optimasi produksi yang tepat mengingat sumur umumnya diproduksikan secara commingle dan diantaranya memiliki influx fluida lapisan yang rendah. Upaya alternatif yang sejalan dengan strategi pump-off dalam optimasi produksi sumur dilakukan dengan memasang sandtrap downhole desander (SDD). Alat ini merupakan asesoris pompa bawah permukaan yang memungkinkan pasir terproduksi tertahan dan terpisahkan dari fluida yang dihisap pompa. Tujuan pemasangan alat tersebut selain untuk mengatasi problem kepasiran pada sumur juga diharapakan dapat memberikan peluang optimasi
IATMI 08 - 037
produksi. Dalam paper ini akan dibahas mengenai upaya optimasi produksi sumur-sumur problem kepasiran yang dijadikan uji coba pemasangan SDD beserta modifikasi yang dilakukan. Hasil signifikan ditunjukkan dengan adanya gain produksi dan berkurangnya frekwensi perawatan sumur.
Pendahuluan Lapangan Tanjung merupakan lapangan minyak tua yang dikelola oleh PT. Pertamina EP Unit Bisnis EP Tanjung (Gambar 1). Pada saat ini, minyak yang dihasilkan berasal dari empat struktur yaitu struktur Tanjung, Warukin Selatan, Warukin Tengah dan Tapian Timur. Sumur yang ada pada struktur tersebut sudah tidak dapat diproduksikan secara alami. Tekanan yang ada sudah tidak mampu mendorong fluida ke permukaan. Produksi dilakukan secara comminggle menggunakan bantuan lifting buatan berupa SRP dan ESP. Problem kepasiran kerap dijumpai pada sumur-sumur produksi minyak lapangan Tanjung. Sumur yang mengalami problem kepasiran diantaranya memiliki potensi produksi yang cukup besar untuk ukuran lapangan Tanjung bahkan pada beberapa struktur aktif merupakan sumur-sumur produksi utama. Dalam pekerjaan perawatan sumur, bail sand dilakukan untuk me-recover pocket sumur yang menjadi dangkal akibat terisi pasir. Sumur dengan pocket yang dalam memiliki peluang optimasi produksi dengan menempatkan posisi intake pompa dibawah
1
perforasi. Hal ini berguna terutama pada sumur yang memiliki influx fluida rendah atau produksi gas yang tinggi. Namun upaya tersebut terkendala oleh adanya problem kepasiran dimana sumur menjadi mudah kepasiran. Drawdown yang besar menyebabkan pasir lebih mudah terproduksi sehingga merusak peralatan pompa bawah permukaan dan menyebabkan kehilangan produksi dan peningkatan frekwensi perawatan sumur. Kehilangan produksi minyak tahun 2008 akibat kepasiran/ pump stuck sampai dengan 31 Agutus 2008 mencapai 3,528 barrel atau 15% dari total kehilangan minyak dengan jumlah perawatan sumur sebanyak 44 pekerjaan. Data statistik kehilangan produksi minyak dan jumlah perawatan sumur dari tahun 2005 sampai tahun 2008 akibat kepasiran cenderung meningkat (Gambar 2). Sejauh ini penanganan problem kepasiran pada sumur masih merupakan pekerjaan rumah dalam upaya optimasi produksi. Usaha field practice yang dilakukan untuk mengatasi problem tersebut ditempuh dengan cara menurunkan rate produksi, menaikkan posisi intake pompa, menyelubungi perforated pup joint atau gas anchor dengan saringan kawat, bahkan membiarkan pasir terproduksi dengan menggunakan pompa bekas untuk menyediakan clereance yang lebih besar. Hanya saja upaya diatas masih kurang memuaskan meskipun pada beberapa kasus membantu menghindarkan kegagalan sumur untuk diproduksikan kembali setelah perawatan dimana pompa stuck atau tidak produksi akibat kepasiran. Alternatif lain adalah mencoba memasang alat tambahan pada pompa bawah permukaan berupa SDD untuk sumur SRP yang memberikan peluang optimasi produksi memperbesar drawdown dan mengurangi kehilangan produksi akibat kepasiran.
Tinjauan Lapangan Lapangan Tanjung merupakan lapangan minyak tua yang terletak di Kabuapan Tabalong, Kalimantan Selatan, 240 km dari Balikpapan maupun Banjarmasin. Minyak yang dihasilkan dikumpulkan di stasium pengumpul utama Manunggul untuk kemudian dikirim ke Refinery di Balikpapan melalui pipa 20 inchi sepanjang 24 km (Gambar 3). Sejarah produksi minyak lapangan Tanjung dimulai sejak tahun 1961 (Gambar 4), yakni dengan produksikannya struktur Tanjung yang ditemukan pada tahun 1937. Peak produksi sebesar 49,000 bopd dicapai pada tahun 1963. Sampai saat ini, jumlah sumur yang telah dibor mencapai 159 sumur, dengan sumur produksi sebanyak 93 sumur, injeksi 36 sumur, suspended 24 sumur, dan abandon 6 sumur. Terdapat
IATMI 08 - 037
7 lapisan yang diproduksikan pada struktur ini, urutan dari bawah ke atas P, A, B, C, D, E, F. Struktur Warukin Tengah ditemukan pada tahun 1937 dan mulai diproduksikan sejak tahun 1985. Saat ini telah dibor sebanyak 22 sumur, dengan sumur produksi sebanyak 6 sumur, suspended 10 sumur, dan abandon 6 sumur. Lapisan yang diproduksikan dari bawah ke atas meliputi WM-10, WM-11, WM-12, WM13, WM-14 dan WM-21. Struktur Warukin Selatan ditemukan pada tahun 1965 dan mulai diproduksikan pada tahun 1965. Sampai saat ini telah dibor sebanyak 26 sumur, dengan sumur produksi sebanyak 9 sumur, suspended 12 sumur, dan abandon 5 sumur. Lapisan yang diproduksikan dari bawah ke atas meliputi WM-13, WM-14, WM-21 dan WM-22. Struktur Tapian Timur ditemukan pada tahun 1967 dan mulai diproduksikan pada tahun 1977. Sampai saat ini telah dibor sebanyak 25 sumur, dengan sumur produksi sebanyak 5 sumur, suspended 14 sumur, dan abandon 6 sumur. Lapisan yang masih diproduksikan dari bawah ke atas meliputi B, C, D dan F. Usaha mempertahankan dan meningkatkan produksi yang dilakukan di lapangan Tanjung secara umum meliputi penambahan sumur, kerja ulang pindah lapisan (KUPL), stimulasi, injeksi air, optimasi fasilitas permukaan dan metoda lifting. Penambahan sumur ditempatkan pada daerah dimana minyak masih terjebak dan tidak tersentuh oleh sumur produksi existing sementara KUPL dilakukan untuk memproduksikan lapisan produktif yang belum dibuka sebelumnya atau memperbaiki yang sudah ada. Stimulasi sumur yang dilakukan berupa perekahan hidrolik untuk memperbesar konduktivitas lapisan produktif dan pengasaman untuk menghilangkan wax dan scale yang terjadi di lubang sumur. Injeksi air merupakan water flooding untuk peningkatan perolehan minyak dan pressure maintenance dimana rata-rata tekanan mencapai 400 s.d 900 psi setelah injeksi. Perbaikan fasilitas permukaan yang dilakukan diantaranya mengganti konfigurasi koneksi welhead ke flowline dari 90 derajat menjadi long radius dengan tujuan memperkecil pressure drop, melakukan pigging dan flushing air panas di flowline untuk mencegah kebuntuan flowline akibat wax dan parafin. Upaya pencegahan dilakukan dengan memasang LKC pada flowline. Optimasi metoda lifting dilakukan dengan memasang atau desain ulang lifting sesuai dengan potensi sumur. Jumlah produksi minyak lapangan Tanjung rata-rata bulan Agustus 2008 mencapai 5,467 bopd dengan kadar air 91.3 %, dan produksi gas sebesar 2.4 MMcfd. Sifat fisik minyak lapangan Tanjung seperti di struktur Tanjung mengandung kadar paraffin dan pour point tinggi (Tabel 1).
2
Permasalahan Upaya Optimasi Upaya optimasi produksi dilakukan secara daily basis dengan menerapkan strategi pump-off. Strategi pump-off merupakan langkah-langkah yang dilaksanakan secara sistematis dan terencana untuk mencapai drawdown optimal yang dinyatakan dalam ketinggian tenggelamnya pompa (submergence) lebih kecil atau maksimal 100 meter sehingga mendapatkan produksi yang maksimal dengan biaya pengangkatan yang minimal. Langkah-langkah tersebut dicapai dengan melaksanakan penyesuaian kondisi operasi maupun desain ulang pompa (SRP, ESP) baik di permukaan maupun di bawah permukaan terhadap kondisi sumur submergence tinggi, gangguan gas, pasir, paraffin dan scale (Tabel 2). Dalam aplikasinya, penerapan strategi pumpoff pada beberapa sumur terkendala oleh problem kepasiran. Pasir yang terpoduksi masuk ke pompa bawah permukaan menyebabkan pompa rusak bahkan mengalami stuck/ plunger terjepit di dalam barrel. Dari data perawatan sumur, pasir tersebut umumnya berupa pasir formasi atau pasir frac yang terlepas akibat proses produksi. Influx yang rendah dan produksi secara commingle dengan interval perforasi yang umumnya panjang semakin memperburuk peluang optimasi sumur kepasiran. Kondisi sumur tersebut menyebabkan aplikasi beberapa teknik sand control menjadi kurang diminati bahkan tidak ekonomis. Di sisi lain membiarkan problem kepasiran menyebabkan peningkatan kehilangan produksi minyak dan frekwensi perawatan sumur. Pemasangan alat sandtrap downhole desander (SDD) merupakan alternatif inovasi dalam upaya optimasi produksi yang sejalan dengan penerapan strategi pump-off. SDD merupakan alat tambahan pada pompa bawah permukaan yang menggantikan posisi perforated pup joint atau gas anchor pada konfigurasi lifting SRP. Kerja alat ini memungkinkan pasir terproduksi tertahan dan terpisahkan dari fluida yang dihisap pompa, sehingga pompa terhindarkan dari kepasiran (Gambar 5).
Pembahasan Penggunaan SDD Dalam uji coba SDD dipilih beberapa sumur kepasiran seperti MPE-13, MPS-22, MPN-50, MPS-01 dan MPS-19. Pemilihan tipe SDD berdasarkan rate gross produksi sumur dan jenis pasir yang terproduksi. Akibat perubahan influx fluida sumur, terjadi perbedaan rate produksi sumur antara saat usulan design SDD dengan kondisi sekarang. Sehingga pada beberapa sumur uji coba, maksimal rate tipe SDD
IATMI 08 - 037
yang diujicobakan berada dibawah rate produksi sumur (Tabel 3).
Sumur MPE-13 Sumur MPE-13 merupakan sumur utama di struktur Tapian Timur dengan produksi rata-rata bulan Agustus 2008 mencapai 128 bopd, kadar air 4.2% dan gas oil ratio (GOR) 0.2 Mcfd/bbl. Influx fluida sumur relatif rendah dengan decline produksi minyak mencapai 45% pertahun (Gambar 6). Saat ini lapisan yang dibuka adalah C1 upper. Sebelum menggunakan SDD, awal tahun 2007 dilakukan perawatan sumur akibat pompa kepasiran/ stuck, produksi mencapai 199 bopd. Kemudian posisi intake dinaikkan, hasilnya pompa tidak kepasiran namun produksi turun sekitar 100 bbl atau 50%. Setelah tiga hari pengamatan diputuskan untuk mengembalikan posisi intake, upaya ini cukup berhasil mengembalikan produksi ke posisi 198 bbl. Setelah tiga bulan berjalan, terjadi penurunan influx fluida sehingga dilakukan penggantian stroke length (SL) dari 120” ke 74”. Pada waktu dihidupkan pompa mengalami kepasiran/ stuck sehingga mengharuskan perawatan sumur. Pemasangan SDD dilakukan pada bulan November 2007. SDD yang terpasang memiliki rate yang sesuai dengan besar rate sumur. Optimasi dilakukan dengan menurunkan posisi intake, namun saat diproduksikan tidak banyak memberikan peluang optimasi karena submergence pump-off bersamaan GOR yang cenderung meningkat. Meskipun tejadi kenaikkan pada awal SDD dipasang, minyak naik 24% dari sebelum pemasangan SDD menjadi 162 bopd, tetapi gain yang diperoleh tidak signifikan hanya diperoleh kumulatif gain sebesar 16 bbl atau setara dengan 0.2 bopd. Selama produksi terjadi perubahan influx fluida yang ditandai dengan kenaikan level fluida sumur dan GOR yang cenderung menurun. Upaya optimasi produksi kemudian dilanjutkan dengan menaikkan SL dari 74” ke 120”. Upaya ini tidak menyebabakan pompa kepasiran/ stuck bahkan diperoleh kenaikkan produksi yang signifikan, dari sebelumnya 141 bopd menjadi 191 bopd. Sampai saat ini sumur masih berproduksi. Jumlah gain produksi sampai dengan 31 Agustus 2008 mencapai 7,501 bbl atau setara dengan kenaikkan 34 bopd dari decline produksinya.
Sumur MPS-22 Sumur MPS-22 merupakan sumur problem kepasiran dengan produksi dan influx fluida yang relatif besar di struktur Warukin Selatan. Produksi dilakukan secara commingle dengan lapisan yang dibuka WM-21, WM-22 dan WM-22B. Produksi rata-
3
rata bulan Agustus 2008 mencapai 96 bopd, kadar air 92.1% dan GOR 2 Mcfd/bbl. Decline produksi minyak mencapai 20% pertahun (Gambar 7). Tipe SDD yang tersedia untuk uji coba mempunyai batasan rate efektif antara 400 - 800 bbl/d, sedangkan saat itu sumur diproduksikan pada rate 1026 bbl/d. Meskipun demikian, pada pertengahan bulan November 2007, dilakukan pemasangan SDD tanpa merubah posisi intake. Hasil uji coba menunjukkan produksi yang tidak memuaskan, terjadi penurunan produksi baik gross maupun minyaknya. Selama 10 hari produksi, terjadi penurunan produksi rata-rata gross mencapai 228 bbl/d (22 %) dan minyak 43 bopd (47%) sedangkan kadar air meningkat 2.9% menjadi 94.0%. Uji coba dilanjutkan dengan menaikkan posisi intake pompa. Terjadi respon positif dimana produksi minyak cenderung naik menuju posisi sebelum pemasangan SDD. Selama 49 hari produksi, rata-rata gross mencapai 944 bbl/d (92%), minyak 71 bopd (78%) dengan kenaikkan kadar air 1.3% atau menjadi 92.4%. Meskipun secara produksi hasilnya kurang memuaskan tetapi dari perawatan sumur, penggunaan SDD menunjukkan perbaikkan. Mud anchor (MA) terisi penuh pasir formasi yang mengindikasikan terjadi pemisahan pasir dari fluida. Masih dijumpai plunger scratch/ goresan dengan tingkat kerusakan yang relatif ringan. Kerusakan tersebut dimungkinkan akibat efektivitas pemisahan pasir berkurang drastis setelah MA terisi penuh. Jika sebelum pemasangan SDD, plunger mengalami scratch yang dalam dan terjadi disepanjang penampang plunger, setelah SDD goresan yang terjadi relatif lebih ringan dan terakumulasi pada bagian atas plunger pompa. Uji coba kembali dilakukan dengan merubah konfigurasi MA dari tertutup menjadi terbuka. Modifikasi ini dilakukan berdasarkan pengalaman dari sumur MPN-50 yang sukses meningkatkan resistensi pompa terhadap kepasiran dengan posisi MA terbuka. Selain merubah konfiguasri MA, posisi intake diturunkan jauh dibawah perforasi lapisan WM-21. Selama diproduksikan, sumur mengalami beberapa kali gangguan akibat perbaikan gas engine sebagai penggerak SRP. Terjadi tiga kali perbaikan yang menyembakan sumur tidak produksi. Peak oil optimasi ini mencapai 157 bopd dengan kadar air 87.6%. Dalam kurun waktu 123 hari, diperoleh produksi ratarata gross 1107 bbl/d, minyak 108 bopd dan GOR 1 Mcfd/bbl. Gain yang diperoleh sebesar 2,837 bbl atau setara dengan 23 bopd terhadap decline produksinya. Akhir bulan Mei 2008 sumur tidak produksi akibat lepas koneksi pada rod. Saat perawatan sumur, optimasi dilakukan dengan menaikkan SL menjadi 192” dari sebelumnya, 168” dan konfigurasi MA terbuka. Setelah diproduksikan terjadi kenaikkan gross tetapi diikuti dengan kenaikan kadar air yang tinggi. Peak gross diperoleh mencapai 1,392 bbl/d dengan
IATMI 08 - 037
minyak 102 bopd atau kadar air 92.7%. Produksi minyak mengalami fluktuasi dengan kadar air yang cenderung menurun. Sampai saat ini sumur masih berproduksi dan jumlah gain sampai dengan 31 Agustus 2008 diperoleh sebesar 135 bbl atau setara dengan 1 bopd.
Sumur MPN-50 Sumur MPN-50 merupakan salah satu sumur problem kepasiran di struktur Tanjung. Produksi dilakukan secara comminggle dengan lapisan yang dibuka A, B, C, D, E, F. Rata-rata produksi bulan Agustus 2008 mencapai 37 bopd, kadar air 95.0% dan GOR 0.3 Mcfd/bbl dengan decline produksi minyak mencapai 20% pertahun (Gambar 8). Tipe SDD yang tersedia memiliki batasan rate maksimal 375 bbl/d sesuai produksi sumur rata-rata saat usulan design untuk uji coba yakni sebesar 337 bbl/d. Upaya mengatasi problem kepasiran sebelumnya dilakukan dengan menyelimuti perforated pup joint menggunakan saringan kawat. Pada bulan November 2007, dilakukan pemasangan SDD sementara produksi gross sudah mencapai 628 bbl/d, minyak 51 bopd dan kadar air 91.9%. Upaya optimasi ini merupakan kasus penggunaan SDD dengan rate dibawah produksi sumur seperti di WS-022. Uji coba dilakukan dengan menurunkan posisi intake pompa dengan ujung MA ditutup. Hasilnya produksi gross dapat ditingkatkan 10% menjadi rata-rata 690 bbl/d dengan peak rate gross mencapai 864 bbl/d yang diikuti kenaikkan kadar air sehingga rata-rata produksi minyak turun 14% yakni hanya mencapai 44 bopd. Produksi berlangsung selama 41 hari sebelum mengalami pompa stuck/ kepasiran. Dari data perawatan sumur diketahui MA berisikan pasir formasi. Hal tersebut mengindikasikan bahwa menaikkan rate produksi melebihi kapasitas SDD mengakibatkan pemisahan pasir yang terjadi tidak efektif. Uji coba dilanjutkan dengan melakukan modifikasi ujung MA dibuat terbuka. Umur produksi berlangsung selama 76 hari sebelum SRP mengalami putus rod. Terjadi peningkatan rata-rata produksi gross 8% menjadi sekitar 676 bbl/d dan minyak turun 37% atau menjadi 32 bopd. Parted rod terulang kembali, saat perawatan posisi intake dinaikkan tanpa menggunakan SDD. Sumur diproduksikan namun umur produksi berlangsung singkat hanya bertahan selama dua hari kemudian pompa mengalami kepasiran/ stuck. Saat perawatan sumur, dilakukan stimulasi perekahan hidrolik pada zona B dan SDD dipasang kembali dengan dengan posisi ujung MA terbuka sementara posisi intake dinaikkan. Usaha stimulasi tidak menunjukkan gain karena terjadi kenaikkan
4
kadar air. Saat produksi gross dapat ditingkatkan menjadi rata-rata 728 bbl/d tetapi diikuti kenaikkan kadar air yang mencapai 2.8% menjadi 95%. Terjadi tiga kali perawatan sumur akibat putus rod tanpa mengganti pompa yang bertahan selama 126 hari sebelum mengalami kepasiran/ stuck. Saat perawatan sumur dipasang SDD, sampai saat ini sumur masih berproduksi. Kadar air yang naik mengakibatkan upaya optimasi produksi dengan menaikkan drawdown sumur mengalami kegagalan sedangkan upaya mengatasi problem kepasiran dengan modifikasi ujung MA terbuka dapat dipilih sementara apabila SDD yang digunakan memiliki batasan rate dibawah produksi sumur.
Sumur MPS-01 MPS-01 merupakan sumur produksi minyak kedua terbesar setelah MPS-22 yang ada di struktur Warukin Selatan. Produksi rata-rata bulan Agustus 2008 mencapai 70 bopd, kadar air 87.8 % dan GOR 0.4 Mcfd/bbl dengan decline produksi minyak mencapai 15% pertahun (Gambar 9). Sumur diproduksikan secara commingle dengan lapisan yang dibuka WM-21 dan WM-22A. Hasil pengukuran level fluida sumur sejak awal tahun 2007 terlihat cenderung meningkat. Kondisi tersebut memberikan peluang optimasi produksi dengan memaksimalkan drawdown sumur. Namun pocket sumur dangkal bahkan sebagian perforasi WM-22A terturup pasir formasi menambah keterbatasan yang memerlukan pertimbangkan matang dalam optimasi sumur. Dalam setiap kesempatan perawatan sumur untuk memperbaiki kinerja pompa, biasa dilakukan bail sand untuk merecover pasir yang menumpuk di wellbore sekaligus menyediakan tambahan pocket untuk optimasi lifting. Setelah dilakukan penggantian pompa terjadi kenaikkan produksi rata-rata gross 108 bbl/d (26%) atau menjadi 526 bbl/d dan minyak sebesar 28 bopd (55%) atau menjadi 78 bopd. Namun produksi hanya berlangsung seminggu dan pompa mengalami kepasiran/ stuck. Awal Pebruari 2008, dilakukan perawatan sumur dengan memasang SDD yang tersedia di lapangan saat itu. Tipe SDD tersebut didesign bukan untuk sumur MPS-01 dan memiliki batasan maksimal rate dibawah produksi gross sumur. Belajar dari pengalaman pada dua sumur sebelumnya, SDD dipasang dengan konfigurasi MA terbuka. Selama berproduksi, pada awal Maret 2008, terjadi kerusakan gas engine namun tidak terjadi pompa kepasiran saat kembali dioperasikan. Sampai saat ini, sumur masih berproduksi dan menghasilkan gain yang signiifkan. Sampai dengan 31 Agustus 2008, hasil optimasi
IATMI 08 - 037
diperoleh gain sebesar 4,755 bbl atau setara dengan 23 bopd dari decline produksinya.
Sumur MPS-19 MPS-19 merupakan sumur produksi minyak yang ada di struktur Warukin Selatan. Produksi ratarata bulan Agustus 2008 mencapai 23 bopd, kadar air 32.0% dan GOR 1.3 Mcfd/bbl dengan decline produksi minyak mencapai 70% pertahun (Gambar 10). Sumur diproduksikan secara commingle dengan lapisan yang dibuka WM-13, WM-13A, WM-14, WM-21, WM-22 dan WM-22B. Sumur ini memiliki influx fluida yang rendah dan pocket yang dalam. Peluang optimasi dapat dilakukan dengan menurunkan posisi intake pompa. Pada perawatan sebelumnya, September 2007, posisi intake dinaikkan setelah terjadi pompa stuck akibat kepasiran, akan tetapi usaha ini menyebabkan produksi minyak turun. Akhir bulan Maret 2008, dilakukan optimasi produksi dengan menaikkan posisi intake pompa. Saat diproduksikan pompa mengalami kepasiran/ stuck. Perawatan sempat tertunda dan sumur ditinggalkan sementara selama 2 bulan akibat ketersediaan rig berdasarkan secara scala prioritas. Akhir Mei 2008, dilakukan perawatan sumur dan posisi intake dinaikkan. Saat diproduksikan, sumur sempat 3 hari berproduksi kemudian kembali mengalami pompa stuck/ kepasiran. Minggu pertama Juni 2008, dilakukan kembali perawatan sumur dengan menaikkan posisi intake pompa. Akan tetapi pompa kembali mengalami stuck/ kepasiran setelah 10 hari berproduksi. Minggu kedua bulan Juli 2008 dilakukan perawatan sumur, produksi berlangsung selama 2 hari kemudian sumur tidak produksi. Upaya re-spacing tidak berhasil sehingga sumur ditinggalkan sementara. Minggu terakhir bulan Juli 2008 dilakukan perawatan sumur dengan memasang SDD dan menurunkan posisi intake pompa. Sumur dapat kembali berproduksi dan bertahan sampai saat ini. Sampai Agustus 2008 diperoleh gain kenaikkan produksi 423 bbl atau setara dengan 12 bopd.
Kesimpulan 1. Alat sandtrap downhole desander (SDD) mampu mengatasi problem kepasiran pada sumur uji coba yang mengaplikasikan strategi pump-off di lapangan Tanjung. 2. Penggunaan SDD pada sumur uji coba memberikan peluang optimasi produksi untuk memperbesar drawdown sumur yang dilakukan dengan cara menurunkan posisi intake pompa dan memperbesar rate produksi.
5
3. Modifikasi pemasangan SDD dengan Mud Anchor terbuka pada sumur yang memiliki rate produksi diatas maksimum rate SDD dapat dijadikan alternatif untuk menghindarkan pompa kepasiran. 4. Optimasi produksi pada beberapa sumur uji coba memperlihatkan gain produksi yang signifikan sementara ketidakberhasilan terjadi akibat kenaikkan gross dikuti kenaikkan water cut.
Ucapan Terima Kasih Penulis mengucapkan Terima Kasih kepada Manajemen PT Pertamina EP Unit Bisnis EP Tanjung yang telah memberikan semangat dan dukungan dalam penulisan paper ini.
Referensi 1. Buhari, A., Santoso B., 1999, ”Optimasi Produksi dengan Stategi Pump-off”, dalam Prosiding Lomba Karya Tulis, Kelompok Produksi, Direktorat Ekplorasi dan Produksi – Pertamina. 2. Soewoto, B., Adnan, A., Purwanto, B., Burnstad, R., 2003, “Method Used to Extend The Economic Life of The Mature Oil Fields in Tanjung”, IPA 03-E-138. 3. Abass H.H. and Habtar, A.H., 2003, ”Sand Control during Drilling, Perforation, Completion and Production”, SPE 81492 presentation at the SPE 13 th Middle East Oil Show & Conference to be held in Bahrain, 9-12 June 2003. 4. __; 2000, ”Recommended Practice for Care and Use of Subsurface Pumps”, API 4th Edition. 5. Bradley, Howard B., 1987, ”Petroleum Engineering Handbook”, Society Petroeum Engineers, TX, USA. 6. Downhole Sandtrap Desander Brochure.
Tabel 1 Sifat Fisik Minyak Lapangan Tanjung Struktur
SG
o
o
API
Pour Point, C
% Paraffin
Tanjung Warukin Selatan
0.8333 0.8834
38.3 28.7
39 18
39 -
Tapian Timur
0.8570
33.6
20
14
Tabel 2 Perubahan-Perubahan pada Lifting Buatan Metodal Lifting Buatan
SRP
Perubahan di Permukaan SPM SL Pumping Unit
Variable Speed Drive (VSD) ESP
Perubahan di Bawah Permukaan Diameter pompa Panjang Gas Anchor (GA) Menaikan/ menurunkan posisi intake Menyelubungi GA dengan mesh screen Menggunakan special sucker rod Kapasitas pompa
Frekwensi
Jumlah stage pompa
Tapper Tegangan
Shroud/ jacket
Memasang kabel paralel
Menaikan/ menurunkan posisi intake Perbaikan gas handling
IATMI 08 - 037
6
Tabel 3 Tipe SDD yang Digunakan pada Sumur Uji Coba Sumur
Gross Bbl/d
SDD Tipe
Rate, Bbl/D
MPE-13
142
2 7/8” D2705 GF
125 – 250
MPS-22 MPN-50 MPS-01
1027 628 526
3 1/2” D3416 GF 3 1/2” D3407 2 7/8” D2702 GF
400 – 800 185 – 375 400 – 800
MPS-19
49
2 7/8" D2703
50 – 100
Gambar 1 Peta Lokasi Lapangan Tanjung
IATMI 08 - 037
7
PERAWATAN SUMUR PROBLEM KEPASIRAN 4000
60
3500 50
40 2500 2000
30
1500 20
Kehilangan Minyak, bbls
Jumlah Perawatan Sumur
3000
1000 10 500 0
0 2005
2006
Jumlah Perwatan Sumur
2007
2008 Kehilangan Produksi
Gambar 2 Jumlah Perawatan Sumur dan Kehilangan Minyak Akibat Kepasiran
Gambar 3 Jalur Pipa Pengiriman Minyak Tanjung ke Refinery Balikpapan
IATMI 08 - 037
8
PRODUKSI MINYAK 60000
50000
Oil, Bopd
40000
30000
20000
10000
0 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07
Gambar 4 Sejarah Produksi Minyak Lapangan Tanjung
Gambar 5 Sandtrap Downhole Desander
IATMI 08 - 037
9
WELL MPE-13 4.0
250 Pump stuck Bail sand
Pump replc. Bail sand Install SDD
200
PROD. BBL/D
Hig subm Increase SL
3.5
3.0
2.5
Pump stuck Bail sand Raise intake
150
2.0 100
Low influx/ subm Decrease SL
Pump stuck Bail sand Raise intake
1.5
GOR, MCFD/BBL
Low prod Lower intake
1.0 50 0.5
GROSS
OIL
BASE OIL
Aug-08
Jul-08
Jun-08
May-08
Apr-08
Mar-08
Feb-08
Jan-08
Dec-07
Nov-07
Oct-07
Sep-07
Aug-07
Jul-07
Jun-07
May-07
Apr-07
Mar-07
Feb-07
0.0 Jan-07
0
GOR
Gambar 6 Sejarah Produksi Sumur MPE-13 WELL MPS-22 1600
50.0
1200
Pump replc. Bail sand Lower Intake & covered w/ mesh screen
45.0 40.0 35.0
PROD. BBL/D
1000
30.0
800 Pump replc. Bail sand Install SDD MA closed
Tubing leak Intake covered w/ mesh screen
600
400
Pump replc. Bail sand Install SDD MA open
25.0 20.0 Upsizing pump Bail sand Increase SL Install SDD MA open
200
GOR, MCFD/BBL
Pump replc. Bail sand Intake covered w/ mesh screen
1400
Pump replc. Bail sand Raise intake Install SDD MA closed
15.0 10.0 5.0
GROSS
OIL
BASE OIL
Aug-08
Jul-08
Jun-08
May-08
Apr-08
Mar-08
Feb-08
Jan-08
Dec-07
Nov-07
Oct-07
Sep-07
Aug-07
Jul-07
Jun-07
May-07
Apr-07
Mar-07
Feb-07
0.0 Jan-07
0
GOR
Gambar 7 Sejarah Produksi Sumur MPS-22
IATMI 08 - 037
10
WELL MPN-50 1000
5.0
Parted rod Scrape Bail sand Intake covered w/ mesh screen Lower intake
800 700
PROD. BBL/D
Scrape Install SDD MA closed
600
Pump stuck Install SDD MA open
Parted rod
4.0
3.0 Pump stuck Frac B zone Install SDD MA open
500 Parted rod 400
2.0 Parted rod
200
Parted rod
Parted rod Uninstall SDD Raise intake
300
GOR, MCFD/BBL
900
Pump stuck Install SDD MA open
1.0
Pump repcl. Parted rod
100
GROSS
OIL
BASE OIL
Aug-08
Jul-08
Jun-08
May-08
Apr-08
Mar-08
Feb-08
Jan-08
Dec-07
Nov-07
Oct-07
Sep-07
Aug-07
Jul-07
Jun-07
May-07
Apr-07
Mar-07
Feb-07
0.0 Jan-07
0
GOR
Gambar 8 Sejarah Produksi Sumur MPN-50 PRODUCTION HISTORY MPS-01 25.0
800
700 Decrease rate due to pump stuck in Aug 2006
20.0
PROD. BBL/D
500
15.0
Pump stuck Bail sand Install SDD MA open Lower intake
400
10.0
Pump replc. Scrape Bail sand
300
GOR, MCFD/BBL
600
200 5.0 100
GROSS
OIL
BASE OIL
Aug-08
Jul-08
Jun-08
May-08
Apr-08
Mar-08
Feb-08
Jan-08
Dec-07
Nov-07
Oct-07
Sep-07
Aug-07
Jul-07
Jun-07
May-07
Apr-07
Mar-07
Feb-07
0.0 Jan-07
0
GOR
Gambar 9 Sejarah Produksi Sumur MPS-01
IATMI 08 - 037
11
WELL MPS-19 60
25.0 Pump stuck Bail sand Raise intake
Pump stuck Bail sand
50
Pump stuck Bail sand Install SDD Lower intake 20.0
Pump stuck Bail sand Raise intake Pump replc. Lower intake
15.0
30 10.0
GOR, MCFD/BBL
PROD. BBL/D
40
Pump replc.
20
5.0
10
GROSS
OIL
BASE OIL
Aug-08
Jul-08
Jun-08
May-08
Apr-08
Mar-08
Feb-08
Jan-08
Dec-07
Nov-07
Oct-07
Sep-07
Aug-07
Jul-07
Jun-07
May-07
Apr-07
Mar-07
Feb-07
0.0 Jan-07
0
GOR
Gambar 10 Sejarah Produksi Sumur MPS-19
IATMI 08 - 037
12
