optimasi produksi lapangan minyak

Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN MINYAK “MATURE”
STRUKTUR “X” LAPANGAN “Y”
PT. PERTAMINA EP REGION JAWA
Boedi Windiarto
Mahasiswa Magister Teknik Geologi UPN “Veteran” Yogyakarta
ABSTRAK
Lapangan “X” terletak di cekungan Jawa Barat, sub cekungan Jatibarang
yang memiliki reservoir bantuan vulkanik Formasi Jatibarang terutama dari facies
tuff dengan porositas sekunder fracture dan facies detrital/epiklastik dengan
porositas primer antar butir.
Saat ini lapisan tersebut diproduksikan dari 24 sumur. Kadar air rata-rata
diatas 92 %. Tekanan reservoir sebesar 1800 psi, temperatur reservoir 280 F.
Jenis minyak high pour point oil (HPPO) dengan pour point 1100 F. Upaya
peningkatan produksi dengan dilakukan stimulasi dengan surfactant. Dari 11
sumur yang telah dilakukan stimulasi pada tahun 2005 menunjukkan hasil positif
jika dibandingkan antara produksi dan cost. Kadar air turun dan produksi minyak
meningkat hingga 200 % lebih.
Paper ini akan membahas optimasi produksi untuk lapangan minyak
“mature” sehingga mampu menambah perolehan minyak.
PENDAHULUAN
Struktur “X” diketemukan sekitar tahun 1970 terletak di bagian Barat Laut
Jawa, sekitar 375 km sebelah Timur Jakarta atai 50 km sebelah Barat Cirebon.
Lapangan ini merupakan wilayah operasi Area Jatibarang
PT Pertamina
EP Region Jawa. (Gambar 1). Struktur “X” terletak di cekungan Jawa Barat
Utara, sub cekungan Jatibarang yang memilki reservoir batuan vulkanik Formasi
Jatibarang, terutama dari facies tuff dengan porositas sekunder fracture dan
facies detrital/epiklastik dengan porositas primer antar butir.
Stratgrafi lapangan “X” mulai dari yang tertua adalah : (Gambar 3)
1.
Batuan Dasar
Adalah batuan beku andesit dan basaltik yang berumur Kapur Tengah
sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra Tersier.
Lingkungan pengendapannya merupakan suatu permukaan dengan sisa
vegetasu tropis yang lapuk.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
2.
3.
4.
5.
6.
Formasi Jatibarang
Formasi Jatibarang secara tidak selaras menumpang di atas batuan dasar
metamorfik. Batuan metamorfik tersebut diperkirakan berumur sevelum
Eosen, sedangkan Formasi Jatibarang diperkirakan berumur Eosen
sampai Oligosen Tengah. Formasi Jatibarang tersusun oleh perselingan
batuan volkanik (tufa, amalgamated tuff, tufa andesit/basaltik dan
batupasir volkaniklastik). Secara tidak selaras formasi ini ditumpangi oleh
Formasi Talang Akar.
Formasi Talang Akar
Formasi ini diendapkan pada awal sampai pertengahan Oligosen dan
dibagi menjadi Talang Akar Bawah dan Talang Akar Atas. Talang Akar
Bawah secara dominan tersusun oleh batuan silisiklastik yang terbentuk
oleh sistem pengendapan fluvial, sementara pada Talang Akar Atas
pengaruh volkanik berkurang dan lingkungan pengendapan berubah ke
arah laut menjadi lingkungan deltaik. Litologi penyusunannya terdiri dari
serpih gampingan, batulanau dengan sisipan batupasir dan batubara
terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal.
Formasi Cibulakan
Formasi ini dicirikan oleh batuan karbonat klastik. Karbonat terumbu
berkembang di bagian tengah formasi ini dan dikenal dengan istilah “Mean
Carbonates”. Umur Formasi Cibulakan adalah Miosen Awal sampai
dengan Miosen Tengah, diendapkan selaras di atas Formasi Baturaja.
Formasi Parigi
Formasi ini berkembang sebagai pengendapan yang energinya relatif
rendah, berbutir halus, lumpur karbonat lempungan dan juga fasies
packstone dan weakstone. Bagian bawah formasi ini dicrikan oleh
perubahan secara gradual dari fasies mixed clastic carbonate dari Formasi
Cibulakan. Bagian atas Formasi Parigi ditumpangi oleh Formasi Cisubuh,
yang secara jelas dapat diamati sebagai karbonat klastik dan serpih
karbonatan. Formasi Parigi ini berumur Miosen Akhir.
Formasi Cisubuh
Formasi ini merupakan formasi yang paling muda di dalam cekungan,
berumur Pliosen, didominasi oleh serpih karbonatan dan laipsan tipis
batupasir. Serpih dari Formasi Cisubuh ini menjadi seal bagi reservoir
karbonat Formasi Parigi. Ke arah atas batupasir berkembang lebih tebal.
Formasi Cisubuh menumpang secara selaras di atas Formasi Parigi.
IDENTIFIKASI LAPISAN RESERVOIR VOLKANIK
Identifikasi fasies volkanik dilakukan dengan menggabungkan data core,
cutting dan data log.Dari hasil analisis ini didapatkan 4 fasies sebagai berikut :
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
V1 : Tuff / Lithietuff, yang memilki kisaran nilai log ROHB : 2.4 – 2.6; dan NPHI :
0.07 – 0.2
V2 : Lithietuff / Anglomerat yang memilki kisaran nilai log ROHB : 2.0 – 2.5; dan
NPHI : 0.2 – 0.4
V3 : Detrital / Ruble (epiclastic), yang memilki kisaran nilai log ROHB : 2.0 –
2.45; dan NPHI : 0.1 – 0.3
V4 : Andesit / Basalt Lava : yang memilki kisaran nilai log ROHB > 2.5; NPHI <
0.2
Perulangan fasies pada struktur “X”, ditafsirkan merupakan suatu siklus
endapan volkaniklastik yang setiap siklusnya selalu diakhiri oleh terendapkannya
epiklastik.
Saat ini Lapangan “X” diproduksikan dari Formasi Cibulakan dan Lapisan
Vulkanik yang merupakan Formasi Jatibarang. Lapisan Vulkanik diproduksikan
dari 24 sumur . Performance produksi dari lapisan vulkanik ini bisa dilihat
Gambar 5. Sumur diproduksikan dengan gas lift dan ESP. Tekanan awal
reservoir sebesar 3200 psi dan saat ini sebesar 1800 psi. (Gambar.4)
Minyak berjenis HPPO dengan titik tuang sebesar 900 – 1100 F sehingga
untuk transportasi minyak diperlukan pemanasan, pencampuran dengan light oil
dan pencampuran dengan air dengan komposisi tertentu.
Berdasarkan perhitungan volumetrik OOIP lapisan Vulkanik masih cukup
besar WDR pada tahun 2010 dibawah 5 %. Mengingat angka WDR yang kecil
dan sisa cadangan yang relatif besar maka diperlukan upaya-upaya terus
menerus untuk meningkatkan produksi minyak di vulkanik. Salah satu upaya
yang dilakukan adalah dengan stimulasi. Dari beberapa sumur yang telah
dilakukan stimulasi ini memperoleh hasil positif jika dibandingkan antara hasil
dan biaya.
KOMPLESI SUMUR & OPTIMASI PRODUKSI
Sumur-sumur di Struktur “X” dikomplesi dengan liner 4 ½” dan casing 7”
serta tubing ukuran 2 7/8”. Sedangkan di formasi produktifnya (vulkanik) di
komplesi secara lubang terbuka (open hole). Untuk saat ini sedang diupayakan
untuk dilakukan PLT (Production Logging Tools) bertujuan mengetahui Facies
Vulkanik yang masih dapat menghasilkan minyak pada sumur-sumur produksi
dengan kadar air tinggi dan mengurangi jumlah air terproduksi dengan cara
menutup facies vulkanik yang menyumbang air cukup banyak.
STIMULASI PRODUKSI
Stimulasi adalah suatu cara yang dapat digunakan untuk meningkatkan
atau memperbaiki produksi hidrokarbon pada suatu sumur yang mengalami
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
permasalahan selain masalah mekanisme peralatan produksi. Hal yang
mendasari pemilihan stimulasi adalah jenis batuan dan jenis fluida beseta kondisi
tekanan dan temperaturnya. Diplih stimulasi surfactant karena jenis minyak yang
ada adalah HPPO. Pour Point sebesar 1100 F. Temperatur reservoir sebesar
2800 F. Viskositas pada tekanan dan temperatur reservoir saat ini sebesar
0.9955 cp. Perbandingan permabilitas air dan minyak pada Sw lebih dari 77 %
menurut hasil core analisis sebesar 1.71, pada Sw 81 % bahkan bisa sampai
145.. Untuk mengurangi effect wetabilitas digunakan surfactant.
Stimulasi dilakukan dengan metode matrix stimulation yaitu dengan cara
pemompaan secara terus menerus dari permukaan melalui tubing produksi.
Pemompaan dibagi dalam 3 tahap yaitu :
- Pre-Flush
- Main Surfactant
- Displace
EVALUASI PEKERJAAN
Setelah stimulasi dilakukan evaluasinya adalah dengan melihat perubahan
produksi. Lihat grafik performance produksi (Gambar 6 – Gambar 8), setelah
sumur mati kemudian dilakukan pekerjaan stimulasi surfactan hasil produksinya
mengalami kenaikan. Produksi Sumur A setelah dilakukan stimulasi produksinya
dari 30 Bopd menjadi 100 Bopd. Sumur B setalah dilakukan stimulasi
produksinya dari 15 Bopd menjadi 80 Bopd. Sumur C setelah dilakukan stimulasi
produksinya dari 80 Bopd menjadi 190 Bopd. Selain itu juga dibandingkan
perkiraan ulah produksi sebelum dan sedudah dilakukan stimulasi (Gambar. 9)
KESIMPULAN
1.
2.
Optimasi produksi harus terus menerus dilakukan dari awal sampai akhir
umur dari suatu lapangan
Dibutuhkan optimasi produksi secara keseluruhan dengan berbagai teknik
dan proses dan tidak bisa diputuskan hanya dengan satu program
pekerjaan saja
DAFTAR PUSTAKA
Andrie Haribowo,:”Karakterisasi Reservoir Terpadu Analisa Seismik dan Hasil
Uji Sumur Dalam memodelkan Reservoir Rekah Alami Vulkanik Jatibarang
Sebagai Dasar Acuan Rencana Lanjut Pengembangan Lapangan”,
Reservoir Engineering PT Pertamina EP Region Jawa, 2003
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Brown, Kermit E.: “The Technology of Artificial Lift Methods”, Volume 4 –
Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal System Analysis,
Penn Well Books
King George.:”An Introduction to The Basics of Well Completions, Stimulations
and Workovers”.2nd Edition, Tulsa , Oklahoma. 1996
McLeod Jr. Harry O.: “ Matrix Acidizing” J. Pet. Tech., December 1984.
P.E. Moseley and Associstes: “ The Well Evaluation Model”, Houston, Texas.
Sumadi Paryoto, Oki Satriawan, Hisar BS Limbong , “Stimulasi Dengan
Surfactant Sebagai Alternatif Meningkatkan Produksi di Lapisan Vulkanik
Jatibarang PT Pertamina EP Region Jawa”, Prosiding IATMI November
2006
Trice Jr., M.L. and Dawe, B.A.: “ Reservoir Management Practice”, JPT
December 1992.
LAMPIRAN
Tabel 1. Reservoir Data
Lapisan
Tekanan Awal Reservoir (psi)
Rata-rata kedalaman (m)
Tekanan Saat ini (psi)
Jenis Minyak
0
Titik Tuang ( F )
0
Temperatur Reservoir ( F )
Viscositas (cp)
Porositas (%)
Volkanik
3129
2100
1800
HPPO
90 – 110
280
0.9955
18
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Gambar 1. Peta Lokasi
Gambar 1. Peta lokasi
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Gambar 2. Peta Top Struktur Lapangan “X”
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Gambar 3. Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Barat Utara.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Gambar 4. Performance Tekanan Reservoir Lapisan Vulkanik Struktur “X”
Gambar 5. Ulah Produksi Lapisan Vuklkanik Struktur “X”
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
A
Surfactant
Gambar 6. Ulah Produksi Sumur A
B
Stimulasi
Gambar 7. Ulah Produksi Sumur B
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
C
Stimulasi
Gambar 8. Ulah Produksi Sumur C
Q liquid =253 bbl/d
Q liquid =527 bbl/d
Gambar 9. Perbandingan IPR sebelum dan sesudah Stimulasi