IATMI 2005-14 PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.
PEMBORAN SUMUR DALAM (DEEP WELL) PADA ZONE FRACTURE (UPSIDE POTENSIAL) STRUKTUR GUNUNG KEMALA, STUDI KASUS : SUMUR GNK-85 DEEP Ali Sundja - PT. PERTAMINA EP. DOH Sumbagsel ABSTRAK
shale tidak reaktif, keras, banyak terdapat micro fracture, sehingga harus menggunakan SG yang tinggi. Pemilihan pahat PDC type medium to hard non abrasive untuk menembus formasi yang bersifat hard dan abrasive. Keterbatasan Mud Motor terhadap temperatur menyebabkan penggunaan Mud motor & MWD sampai kedalaman tertentu (tangent section) kemudian dilanjukan dengan BHA pendulum, komplesi dengan Liner hanger 7x9-5/8 di set di kedalaman 2331 - 3418 m, kedalaman akhir sumur 3420 m.
Kegiatan eksplorasi dan produksi migas Pertamina DOH Sumbagsel tidak lagi pada daerah yang shallow prospek tetapi mencapai deep prospek, karena daerah shallow prospek umum sudah banyak dieksploitasi. Untuk menambah cadangan migas, dilakukan pemboran semi eksplorasi dimana diharapkan ada prospek baru pada sumur yang lebih dalam. Berdasarkan interpretasi seismik, lokasi sumur GNK-85 Deep masih satu trend pada “Jalur Gas Trend“, dan arah pemboran sejajar dengan GNK-79 ST2. Diperkirakan GNK-79 memotong patahan, dan akibat patahan atau akibat deformasi lapisan yang dapat menyebabkan fracturing pada shale dan sisipan tipis batupasir (very laminated thin sand), dan patahan ini merupakan migration carrier pathway dari source rock ( Gas prone source rock ). Pada zona lebih dalam dari 3000 – 3400 m , temperatur dan tekanan cukup tinggi. Dari analisa ini jika benar gas berasal dari gas prone source rock, maka potensi untuk mendapatkan gas cukup besar dan diharapkan dapat sebagai thermogenik gas reservoir. Interpretasi di daerah ini cukup sulit karena signal yang kurang bagus, karena proses prosesing atau karena daerah chotik gas dan fracturing.
I. PENDAHULUAN Kegiatan eksplorasi dan produksi migas saat ini tidak lagi pada daerah yang shallow prospek tetapi mencapai deep prospek, karena daerah shallow prospek umum sudah banyak dieksploitasi, untuk menambah cadangan migas kita dilakukan pemboran eksplorasi atau semi eksplorasi dimana diharapkan ada prospek baru pada sumur yang lebih dalam. Hal ini merupakan tantangan dalam pemboran dalam (deep well). Pengembangan studi Geologi dan Geofisika (G&G) juga memungkinkan ditemukan peluang prospek baru pada zone dalam. Studi karakteristik reservoir, teknik pemboran, dan teknik produksi juga mengarah untuk memproduksikan migas dari sumur dalam (deep well) dengan kondisi tekanan dan temperatur yang tinggi HTHP.
Zone fracturing sumur GNK85 (deep) dibor dengan pahat 8 ½ dimana kedalaman casing 95/8 di 2412m (vertical). Pemboran dilakukan secara directional, untuk menghindari ikan (fish) di kedalaman 2430 – 2470 m dan perubahan target pemboran dari tim G&G. Indentifikasi rock mechanism seperti arah fracture yang searah dengan trajectory lubang sangat berperan dalam Drilling Action Plan pemboran. Berdasarkan pembelajaran dari offsetwell, pemboran lubang 8 ½” menggunakan SG tinggi 1.35 gr/cc, karena akan membor zone shale yang panjang dan tidak stabil (plastic shale),
DOH Sumbagsel memiliki beberapa struktur deep prospek seperti struktur Gunung Kemala dan Tapus, dimana untuk melakukan pemboran memerlukan dana yang besar dan teknologi tinggi.
1
GNK 80 (11/07-2003 s/d 11/12-2003) Pemboran sampai kedalaman akhir 3189.0 m. Sumur diproduksikan pada lapisan GK-25A (2499.0 – 2504.0)m dan L2 (1875.0 – 1879.0)m.
II. PEMBORAN DEEP WELL STRUKTUR GUNUNG KEMALA Struktur gunung kemala merupakan struktur tua dimana sumur dibor sampai kedalaman 2000 m, migas diproduksikan dari lapisan existing sedangkan pemboran dalam memiliki target upside potensial dimana zone yang akan diproduksikan mulai kedalama 2400 m – 3600 m. Pemboran GNK-79 merupakan sumur acuan banyak mengalami kendala selama pemboran sehingga data yang didapat tidak optimal. Adapun kendala tersebut 2 kali terjepit dan meninggalkan ikan (fish), kemudian untuk yang ketiga kalinya berhasil mencapai kedalaman 3401m dari rencana kedalaman akhir 3500 m. Pemboran banyak menembus lapisan zona fracture (lihat gambar fract basement) sehingga rangkaian pipa bor sering hampir terjepit dan penggunaan lumpur mencapai SG 1.74 atau 14.5 ppg.
GNK 81 (09/10/2003 s/d 23/02/2004) Pemboran sampai kedalaman akhir 2500.0 mMD (2498.4 mTVD), Sumur diproduksikan dari lapisan GK21C (2179.0 – 2185.0)mMD dan GK23A (2277.0 – 2283.0)mMD. GNK 82 (22/12-2003 s/d 02/04-2004) Pemboran sampai kedalaman akhir 3538.0 m, DST mengunakan CHDT (Cased Hole Dynamic Tester) dengan wireline logging. Sumur diproduksikan pada lapisan GK-23C (2295.0 – 2298.0)m, hasil analisa CHDT menunjukan low permeability reservoir GNK 83 (08/01-2004 s/d 03/05-2004) Pemboran sampai kedalaman akhir 2802.0 m, sumbat semen di 2770.0 m. DST mengunakan CHDT dengan wireline logging. Komplesi dengan dual string completion. Perforasi lapisan N2 (1885.0 – 1888.0)m dan Perforasi lapisan GK24E (2380.0 – 2383.0)m.
GNK 79 (03/09/2002 s/d 12/05/2003) Pemboran sampai kedalaman akhir 3401.7 m Sumur diproduksikan pada lapisan GK-23D (2356.0 – 2359.0)m dan lapisan GK-23C (2342.5 – 2345.5)m.
GNK 84 (11/04-2004 s/d 29/07-2004) Pemboran sampai kedalaman akhir 2800.0 m. Sumur diproduksikan dari lapisan GK24G (2469.0 – 2471.5)m
GNK-79
GNK 85 (15/07/2004 s/d 20/09/2004) Pemboran sampai kedalaman akhir 2608.0 m, karena terdapat masalah mekanikal. Sumur diproduksikan dari lapisan K1 (1880.0 – 1882.0)m
TERTIARY SEDIMENT
Possible Gas
PRE-TERTIARY Fractured Basement
2
−
GNK-85 deep Dibahas lebih lanjut dalam makalah ini
Teknik Penyemenan (memberikan tekanan setelah penyemenan csg 13 3/8 dan menutup anular)
GNK 77 - Csg 20” @ 20 m K55, 94 ppf
GNK-85D
-Csg13 3/8 @400 m K55, 54.5 ppf
-Csg 9 5/8” @1499 m N80/J55, 36/43.5 ppf
- csg 7” @ 2000 m N80/J55, 23/26 ppf
Gambar.3. Penampang Seismik Struktur Gunung Kemala II.1. Hambatan Pemboran
SUMUR / KEDALAMAN
Shallow gas
GNK 80 3189 mMD X
GNK 81 2494 mMD
GNK 82 3538 mMD
GNK 83 2802 mMD
Stuck pipe
X
X
X
X
Hole Stability ROP lambat
X
X
X
X
X
X
Csg Collapse Liner hanger
X
X
- Csg 13 3/8” @ 797 m K55, 54.5 ppf
- Csg 13 3/8” @ 1200 m K55, 68 ppf
- Csg 9 5/8” @ 2046 m N80,40/43.5 ppf - Liner 7” 1996 – 2940m K55, 26/29 ppf
- Liner 4 1/2” 2876.60 – 3399.00 m K55, 11.6 ppf
- Csg 9 5/8” @ 2412 m N80, 43.5/47 ppf
- Liner 7” 2332.11 – 3298.00m K55, 29 ppf
Stuck pipe − Redesign BHA untuk trayek 8 1/2 dengan meminimalkan penggunaan DC 6 1/2, dan penggunaan string stab 8 ½ dengan under gage sebesar 1/16. − Pemilihan Drilling Jar
Tabel.1. Hambatan pemboran GNK 79 3401 mMD X
GNK-85 - Csg 20” @ 120 m K55, 94 ppf
Gambar.4. Casing Design
Hambatan Pemboran seperti terlihat pada tabel dibawah ini
KENDALA
GNK-79 - Csg 20” @ 108 m K55, 94 ppf
GNK 84 2807 mMD
Hole Stability − Pemakaian SG yang tepat sesuai dengan rock mechanisme, dimana digunakan SG awal tinggi pada pemboran 8 ½ kedalaman 2400 sebesar 1.35 gr/cc − Pemakaian Shale control (soltex) yang berguna juga untuk microfracture − Menambahkan Lubricant content pada lumpur untuk mengurangi torsi yang merugikan, mengurangi fatigue mekanis rangkaian bor.
X X
X
II.2. Evaluasi Perbaikan Hambatan
ROP Lambat Pemilihan bit yang tahan terhadap sifat abrasive, memiliki gage protection seperti pada sepecifikasi bit 8 ½ sebagai berikut : − Classification : Soft To Medium Hard − IADC code : S424
Shalow gas − Perubahan Casing Design seperti terlihat pada gambar casing design − Penggunaan ECP 13 3/8 x 20 di kedalaman 100 m
3
− − − − − − − − − − −
Number of Blade : 6 Body Material : Steel Face Cutter : 29 x 19 mm + 6 x 13 mm Gage Cutter : 6 x 13 mm Total Cutter : 41 ea Bit Make Up Length : 1 ft Gage Length : 4.5" JSA : 16.80 in2 Gauge Geometri : Straight Profile : Long Taper – Shallow cone) Gage Protection : Resistance for abrasive formation to maintain gauge integrity in abrasive formation.
dimana clay material yang bertindak sebagai cement mengalami micritisasi dan ini memperkecil permeability pada micro intragranular porosity. Fracturing yang menerus merupakan harapan yang cukup baik bagi reservoir ini. Geological Chance Factor ( GCF ) : Source x Migration x Trapping x Reservoir = 1 x 0.9 x 0.8 x 0.7 = 50 % Operational Chance Factor (OCF) Drilling ( 0.7 ) : Kemampuan dan kelancaran rig untuk sesuai jadwal diperkirakan 70 %.
Liner Hanger − Menggunakan hydraulic type liner hanger − Pemilihan Rubber Packer yang tahan gores dan temperature tinggi
OCF : GCF x Drilling = 0.5 x 0.7 = 35 %. III.1. Operasional Pemboran Sebelum pemboran 8 ½ dilakukan pre-drilling job, yaitu menutup lapisan existing pada casing 9 5/8 dengan squeeze cementing. GNK-85 deep dibor dengan pahat 8 ½ dimana kedalaman casing 9 5/8 di 2412 m (vertical). Pemboran dilakukan secara directional, untuk menghindari ikan (fish) di kedalaman 2470–2430 m dilakukan time drilling karena jarak yang dekat dengan posisi ikan (fish) dibawahnya. Arah pemboran Azimuth 225 deg dengan maximum sudut 11 deg. Berdasarkan pembelajaran dari offsetwell, pemboran lubang 8 ½” diharuskan menggunakan SG tinggi 1.35 gr/cc, karena akan dibor zone shale yang panjang dan tidak stabil (plastic shale), shale tidak reaktif, keras, banyak terdapat micro fracture.
Casing Collapse − Menambah design factor untuk casing produksi III. PEMBORAN GNK-85 DEEP Pemboran GNK-85 deep ini merupakan kelanjutan dari pemboran GNK-85 yang mengalami hambatan mekanikal. Chance Factor (Risk Assessment) pemboran GNK 85 deep sebagai berikut : Source ( 1 ) : Source terbukti berasal dari limau graben atau dari batuan shale/coal itu sendiri (insitu source rock), yang sudah mature dengan VR > 0,6. Migration ( 0.9 ): Migrasi secara lateral melalui carrier bed atau vertical melalui patahan atau kapilarity vertical migration yang terbukti dengan banyaknya sumur-sumur produksi, di Gunung Kemala dan tidak 100 % berhasil mungkin karena migration pathway. Trapping ( 0.8 ) : Perangkap reservoir umumnya struktural, antiklin berbatasan dengan patahan. Jebakan ini sangat tergantung kepada kualitas sealing bed (vertikal bed permeability ) reservoir dan patahan yang tidak konduit ( sealing fault ) Reservoir ( 0.7 ) : Reservoir lapisan upside potensial yang berada pada kedalaman dibawah 2400 m, umumnya mempunyai porosity cukup baik tapi permeability kurang baik. Akibat overburden effek dan compresibilty tektonik,
Pemilihan pahat PDC yang cocok untuk membor didaerah fracture shale sangat sulit karena bersifat abrasive dan hard formation, penggunaan rock bit 8-1/2 untuk zone ini sangat tidak ekonomis, PDC bit 8 ½ yang digunakan dengan Classification : Soft To Medium Hard, IADC code : S424, Number of Blade:6, Gage Protection : Resistance for abrasive formation to maintain gauge integrity in abrasive formation. Keterbatasan Mud Motor terhadap temperatur menyebabkan penggunaan Mud motor & MWD sampai kedalaman 3237 mMD / 3220 mTVD (tangent section) kemudian dilanjukan dengan
4
BHA pendulum, dengan BHA pendulum ini drop yang terjadi sebesar 1.2 deg/30 m.
belum memberikan hasil baik, rencana masih akan dilakukan 3 kali lapisan yang akan diuji.
Selama pemboran masih terdapat overpull sebesar 6–10 Ton, dan trip gas mencapai 727 unit. Kedalaman akhir mencapai 3420 mMD/ 3420 mTVD
Total waktu pemboran GNK-85 deep dapat dilihat pada tabel dibawah ini,
Tabel. 2. Waktu pemboran GNK-85 deep
Lumpur menggunakan KCL polymer dengan SG terakhir mencapai 1.48 gr/cc. Temperatur dasar sumur mencapai 360 F, diperlukan penambahan cooling tower pada peralatan Rig untuk mengurangi temperatur lumpur di permukaan.
KEGIATAN Persiapan Bor Deepening Bor lubang 8½ @ 3454 m Trip, Logging, Run & Cement Liner 7" Uji Produksi / UKL
Pelaksanaan logging harus dilakukan trip setiap melakukan logging dengan sirkulasi yang lama di dasar agar BHCT berkurang. Pemboran deepening ini memerlukan waktu 30 hari kerja.
Rencana Hari Kum 9 9
REALISASI hari Kum 10 10
16
25
30
40
4
29
13
53
6
35
17
70
III.2. Mekanika Batuan
IV. KESIMPULAN DAN SARAN
Kecenderungan lubang tidak stabil selama pemboran dapat diimbangi dengan kenaikan SG lumpur secara bertahap, dengan dimulai dari SG 1.35. Sifat dan bentuk fracture shale yang panjang dengan adanya gampingan selama pemboran mengharuskan kita harus trip setiap 200 - 250 m untuk memastikan drag pada rangkaian pemboran dalam batas aman, perbaikan properties lumpur dengan penambahan lubricant dan soltex mengurangi efek mekanis pada dinding lubang bor.
1. Pemboran dalam (deep well) di daerah fracture zone memiliki karakteristik sendiri, dengan resiko dan biaya yang tinggi (Drilling change factor 70%), hambatan pemboran yang paling tinggi dari hole stability, ROP lambat, Abrasive Formation, dan Material HTHP, 2. Fasa Komplesi pemboran GNK-85 deep ini mempunyai non productive time paling besar (300 % lebih lambat dari rencana)
III.3. Komplesi Dan Tes Produksi
3. Teknologi komplesi tanpa semen di daerah fracture zone bisa jadi alternatip untuk menghemat biaya pemboran.
Komplesi dengan liner 7”, Liner hanger type hold down slip hydraulic c/w packer di set di kedalaman 2331 - 3418 m, kedalaman akhir 3420 m. Saat akan mulai penyemenan terdapat hambatan, dimana packing elemen Liner hanger mengembang, penyemenan dilakukan dengan CR sebelumnya dilakukan perforasi di dua tempat. Metode komplesi menggunakan single completion dengan satu packer 7” double grip yang dilengkapi gas lift valve untuk unloading.
4. Material pemboran untuk temperatur yang tinggi perlu pengkajian khusus karena mahal, dan pengadaan material agak sulit, perlu dilakukan modifikasi peralatan yang ada agar kompatible dengan karakteristik sumur, seperti penggatian packing element liner hanger yang dilakukan oleh service provider. 5. Operation Change Factor yang rendah (35 %) mengharuskan program pemboran dilengkapi dengan contingency plan karena berkaitan dengan pengadaan jasa dan material serta AFE (Authorized Financial Expenditure)
Tes produksi dari lapisan fracture, perforasi menggunakan through tubing gun enerjet 2-1/8 biphase, hasil dari 2 UKL (Uji kandung lapisan)
5
6
