iatmi 2006-ts-45 stimulasi dengan surfactant sebagai alternatif

IATMI 2006-TS-45
PROSIDING, Simposium Nasional & Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2006
Hotel The Ritz Carlton Jakarta, 15-17 November 2006
STIMULASI DENGAN SURFACTANT SEBAGAI ALTERNATIF
MENINGKATKAN PRODUKSI DI LAPISAN VULKANIK JATIBARANG
PT PERTAMINA EP REGION JAWA
Oleh :
1. Sumadi Paryoto, PT. Pertamina EP Region Jawa
2. Oki Satriawan, PT. Pertamina EP Region Jawa
3. Hisar BS Limbong, PT. Pertamina EP Region Jawa
Abstrak
Lapangan Jatibarang terletak di cekungan Jawa
Barat Utara, sub-cekungan Jatibarang yang
memiliki reservoir batuan vulkanik Formasi
Jatibarang terutama dari facies tuff dengan
porositas
sekunder
fracture
dan
facies
detrital/epiklastik dengan porositas primer antar
butir.
Saat ini produksi lapisan vulkanik 1353 bopd dari
31 sumur. Kadar air rata-rata 90%. Tekanan
reservoir sebesar 1800 psi, temperatur reservoir
280oF. Jenis minyak high pour point oil (HPPO)
dengan pour point sebesar 110oF. Stimulasi dengan
surfactant merupakan salah satu upaya untuk
meningkatkan produksi. 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 pemilihan kandidat, prejob laboratory testing, eksekusi dan evaluasi.
Pemilihan kandidat ini sangat penting terutama
dalam penentuan kandidat yang mempunyai
potensi yang besar. Test laboratorium meliputi
compatibility minyak dan air (sludge test dan
emulsi). Eksekusi stimulasi surfactant dilakukan
dengan matrix pumping surfactant. Evaluasi
dilakukan dengan melihat kenaikan produksi, IPR
dan biaya stimulasi.
I.
PENDAHULUAN
Struktur Jatibarang terletak di bagian BaratLaut
Jawa, sekitar 375 km sebelah timur Jakarta atau 50
km sebelah Barat Cirebon. Lapangan ini
merupakan wilayah operasi Area Jatibarang PT
Pertamina EP Region Jawa. Kondisi permukaannya
merupakan daerah persawahan dan perkampungan
penduduk.
-1-
Struktur Jatibarang terletak di cekungan Jawa Barat
Utara, sub-cekungan Jatibarang yang memiliki reservoir
batuan vulkanik Formasi Jatibarang terutama dari facies
tuff dengan porositas sekunder fracture dan facies
detrital/epiklastik dengan porositas primer antar butir.
Stratigrafi lapangan Jatibarang mulai dari yang tertua
adalah :
• Batuan Dasar
Adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang
berumur Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan
batuan metanorf yang berumur Pra Tersier.
Lingkungan pengendapannya merupakan suatu
permukaan dangan sisa vegetasi tropis yang lapuk.
• Formasi Jatibarang
Terletak tidak selaras di atas Batuan Dasar,
merupakan endapan early synrift. Formasi ini
terdiri dari tufa, breksi, aglomerat dan
konglomerat. Diendapkan pada fasies fluvial/non
marine-marine pada Kala Eosen Akhir sampai
Oligosen Awal.
• Formasi Talang Akar
Diendapkan tidak selaras di atas Formasi
Jatibarang. Litologi penyusunannya terdiri dari
serpih gampingan, batulanau dengan sisipan
batupasir dan batubara terkadang juga dijumpai
konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun
oleh batuan karbonat. Diendapkan pada lingkungan
delta.
• Formasi Cibulakan
Formasi Cibulakan ini berumur Miosen Awal –
Miosen Tengah, diendapkan selaras di atas Formasi
Baturaja. Formasi ini terutama tersusun oleh napal,
batupasir dan batugamping di bagian tengahnya
berkembang batugamping terumbu yang dikenal
sebagai “mean carbonates”.
• Formasi Parigi
Diendapkan selaras diatas Formasi Cibulakan
dengan litologi utama adalah batugamping
terumbu.
• Formasi Cisubuh
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas
Formasi Parigi. Lithologi penyusunannya
adalah batulempung berselingan dengan
batupasir dan serpih batugamping.
II. PEMILIHAN KANDIDAT STIMULASI.
Pemilihan kandidat stimulasi dilakukan dengan
beberapa parameter-parameter sebagai berikut :
a. Performance produksi dan posisi terhadap
sumur-sumur sekitar
Sumur-sumur yang mempunyai sejarah produksi
besar kemudian menurun secara terus menerus
karena kenaikan kadar air maupun kadar air tetap
dipertimbangkan sebagai kandidat stimulasi.
Produksi
sumur-sumur
sekitarnya
juga
dipertimbangkan untuk pemilihan kandidat ini.
Posisi up-dip dan down-dip terhadap sumur-sumur
produksi yang terdekat menjadi korelasi yang baik
untuk menentukan perkiraan produksi sumursumur kandidat.
IDENTIFIKASI LAPISAN RESERVOAR
VULKANIK
Identifikasi fasies volkanik dilakukan dengan
menggabungkan data core, cutting dan data log.
Dari hasil analisis ini didapatkan 4 fasies sebagai
berikut :
• V1 : Tuff / Lithictuff; yang memiliki kisaran
nilai log RHOB : 2.4 – 2.6; dan NPHI: 0.07 –
0.2
• V2 : Lithictuff / Aglomerat yang memiliki
kisaran nilai log RHOB : 2.0 - 2.5; dan NPHI:
0.2 – 0.4
• V3 : Detrital / Ruble (epiclastic), yang
memiliki kisaran nilai log RHOB : 2.0 – 2.45;
dan NPHI: 0.1 – 0.3
• V4 : Andesit / Basalt Lava: yang memiliki
kisaran nilai log RHOB >2.5; NPHI <0.2
Perulangan fasies pada struktur Jatibarang ,
ditafsirkan merupakan suatu siklus endapan
volkaniklastik yang setiap sikusnya selalu diakhiri
oleh terendapkannya epiklastik.
b. Kadar air
Kadar air diberi batasan maksimal 98%. Kadar air
yang terlalu besar dikawatirkan terjadi chanelling
sehingga kemungkinan untuk penurunan kadar air
karena stimulasi ini kecil. Kadar air ini menjadi
pertimbangan tambahan setelah performance
produksi.
c. Ketebalan lapisan.
Dipilih sumur-sumur yang mempunyai ketebalan
lapisan yang relatif besar. Ketebalan lapisan yang
besar mencerminkan cadangan di sumur tersebut
juga besar.
Saat ini lapangan Jatibarang diproduksikan dari
formasi Cibulakan dan lapisan vulkanik yang
merupakan formasi Jatibarang. Lapisan Vulkanik
diproduksikan dari 31 sumur. Performance
produksi dari lapisan vulkanik ini bisa dilihat di
Gambar 1. Sumur diproduksikan dengan gas lift
dan ESP. Tekanan awal reservoir sebesar 3129 psi
dan saat ini sebesar 1800 psi.
e. Buble Map.
Buble map merupakan penggambaran kumulatif
minyak yang terkuras dari sumur produksi. Buble
map ini dikombinasikan dengan ketebalan lapisan.
Lapisan yang tebal dengan jumlah minyak yang
terkuras kecil merupakan salah satu indikasi bahwa
pengurasan belum optimal. Buble map lapisan
vulkanik Jatibarang dapat dilihat di Gambar 2.
Minyak berjenis HPPO dengan titik tuang sebesar
90 - 110oF sehingga untuk transportasi minyak
diperlukan pemanasan, pencampuran dengan light
oil dan pencampuran dengan air dengan komposisi
tertentu.
f. IPR.
Perhitungan IPR dilakukan dengan software “well
perform”. Untuk sumur-sumur yang tidak
mempunyai data tekanan alir dasar sumur dihitung
dengan pendekatan analisa nodal. Kadang-kadang
pada saat pengukuran tekanan alir dasar sumur,
peralatan tertendang oleh aliran fluida di dalam
tubing. Untuk kasus seperti ini pengukuran
dilakukan dengan cara menambah beban yang
cukup pada pressure recordernya dan sebelumnya
dilakukan sinker sampai minimal dua kali pada
kondisi tidak mengalir. Tujuannya adalah untuk
meyakinkan kondisi dan membersihkan lubang.
Berdasarkan perhitungan volumetrik OOIP lapisan
vulkanik sebesar 550 MMSTB dengan WDR pada
tahun 2005 di bawah 5%
Mengingat angka WDR yang kecil dan sisa
cadangan yang relatif besar maka diperlukan
upaya-upaya terus menerus untuk meningkatkan
produksi migas di vulkanik ini. Salah satu upaya
yang dilakukan adalah dengan stimulasi surfactan.
Dari beberapa sumur yang telah dilakukan,
stimulasi ini memperoleh hasil positif jika
dibandingkan antara hasil dan biaya.
-2-
Karena diperlukan beban yang cukup maka
pengukuran dilakukan tidak dengan slick line
wireline tetapi dilakukan dengan monoconductor
wireline dan peralatan surface read out (SRO).
Pada kegiatan stimulasi surfactant ini, larutan
surfactant yang digunakan juga didukung oleh
aditif yang bertujuan mempercepat efektifitas kerja
surfactant dan memecahkan emulsi.
III. PEMILIHAN JENIS STIMULASI
Fluida stimulasi yang terdiri dari surfactant, aditif
dan minyak dari lapangan Randegan dicampur
dengan crude oil Jatibarang dan didiamkan selama
24 jam. Setelah itu dituangkan ke dalam saringan
100 mesh. Jika terdapat sludge akan terlihat di
saringan tersebut.
Semakin sedikit sludge
menunjukkan kemampuan fluida surfactan semakin
baik.
Hal yang mendasari pemilihan stimulasi adalah
jenis batuan dan jenis fluida beserta kondisi
tekanan dan temperaturnya. Dipilih stimulasi
surfactan karena jenis minyak yang ada adalah
HPPO. Pour point sebesar 110oF. Temperatur
reservoir sebesar 280oF. Viskositas pada tekanan
dan temperatur reservoir saat ini sebesar 0.9955 cp.
Perbandingan permeabilitas air dan minyak pada
Sw lebih dari 77.5% menurut hasil core analisis
sebesar 1.71, pada Sw 81% bahkan bisa sampai
145. Hubungan ini dapat dilihat di Gambar 3.
Perbedaan permeabilitas ini diperkirakan karena
sifat batuan yang oil wet. Kenyataan ini diperkuat
oleh analisa mercury injection pada tekanan sampai
1500 psi saturasi wetting phasa masih sebesar
72%, hubungan ini dapat dilihat di Gambar 4.
Untuk mengurangi effect wettabilitas digunakan
surfactant.
Uji wettability dilakukan secara visual dengan cara
mencampur larutan stimulasi (surfactant, aditif dan
minyak Randegan) dengan crude oil yang telah
dicampur butiran cutting batuan vulkanik. Butiran
cutting ini sebelumnya disaring dengan saringan 40
-60 mesh. Semakin crude oil terpisah dari cutting
setelah pencampuran menunjukkan larutan
stimulasi semakin baik.
Setelah ditemukan surfactant yang cocok maka
dilakukan design dan program. Stimulasi dilakukan
dengan methode 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.
Surfactant merupakan kependekan dari “surface
active agent” adalah suatu campuran organik yang
mempunyai
sifat
menurunkan
tegangan
permukaan. Campuran ini terdiri dari dua bagian
yang bersifat hidrophobic dan hidrophilic sehingga
dapat bersifat semi-soluble baik di air maupun di
minyak. Surfactan menempati bagian antara air dan
minyak yang tidak bercampur.
Gambar 5
menunjukkan contoh posisi surfactan dalam
campuran minyak air.
Volume Pre-Flush adalah 1 kali volume isi tubing
produksi. Tujuannya adalah membersihkan partikel
kotoran-kotoran pada tubing produksi yang
mengurangi efektifitas kerja surfactant. Fluida
untuk Pre-Flush adalah minyak dari lapangan
Randegan
IV. DESIGN DAN PROGRAM STIMULASI
Setelah pemilihan kandidat dilakukan tahap
selanjutnya adalah membuat design dan membuat
program. Namun sebelum dilakukan design ini
dilakukan pemilihan surfactant dengan cara uji
kompatibilitas. Uji ini didasarkan pada API
Recommended Practice 42 (RP 42) yang antara
lain terdiri dari uji emulsi dan uji wettability.
Sludge test yang merupakan bagian dari uji emulsi
dilakukan untuk mengetahui kemampuan surfactan
dan komposisi minyak sebagai pencampur. Minyak
pencampur yang dipakai adalah minyak dari
lapangan Randegan karena minyak Randegan
merupakan jenis minyak ringan yang sifatnya
hampir sama dengan kondensat.
Main surfactan adalah surfactant dicampur dengan
aditif dan minyak dari lapangan Randegan.
Komposisi surfactant terhadap minyak Randegan
adalah 3% karena berdasarkan uji laboratorium
konsentrasi optimum penggunaan surfactant adalah
3 %.
Volume displace adalah 2 kali volume isi tubing
produksi. Tujuannya adalah menempatkan
treatment surfactant ke dalam formasi Jatibarang
sehingga dapat bekerja secara efektif.
Setelah pemompaan dilakukan perendaman selama
minimal 48 jam. Perendaman berfungsi untuk
memberi waktu surfactant bekerja, bergerak ke
-3-
Produksi yang kecil di lapisan vulkanik sering
disebabkan karena adanya hambatan di sekitar
perforasi maupun di batuan.
area terbentuknya blocking sehingga menyentuh
interface sudut miring dan memecahnya sehingga
minyak yang tertahan di belakang air akan mudah
mengalir.
Perlu dicari kajian yang terus menerus untuk
optimalisasi pengurasan cadangan di vulkanik ini
karena WDR masih kecil.
V. EKSEKUSI PROGRAM
Eksekusi program dilakukan dengan koordinasi
yang baik. Check list dilakukan untuk
memudahkan mengetahui kondisi setiap peralatan
dan material sesuai dengan program. Sebelum
dilakukan eksekusi dilakukan tes peralatan yang
meliputi test pressure dan test rate.
VIII. DAFTAR PUSTAKA
A Ali, A. H. Hashim, F. Hashim, R. Said, D.S.
Nair, K.S. Chan, M. Samuel :“Succesfull
Stimulation of Sandstones in the Dulang Field,
Malaysia, Using Surfactan-Based Diverter : A
Novel Solution for Mature Fields”, SPE, 9-12
October 2005.
VI. EVALUASI HASIL
Setelah stimulasi dilakukan evaluasinya adalah
dengan melihat perubahan produksi. Stimulasi
surfactan ini dilakukan dengan rigless sehingga
tidak mengubah design lifting. Perubahan produksi
naik atau turun dianggap sebagai keberhasilan atau
kegagalan stimulasi. Pendapatan produksi karena
stimulasi
surfactan
dihitung
dengan
membandingkan dengan decline normal tanpa
perubahan perlakuan sumur. Gambar 6 – Gambar 9
adalah kelakuan produksi beberapa sumur
stimulasi.
American Petroleum Institute : “Recommended
Practices for Laboratory Evaluation of Surface
Active Agents for Well Stimulation”, API
Recommended Practice 42 (RP 42) Second
Edition, January 1977, Reaffirmed February 1990,
American Petroleum Institute 1220 L Street,
Northwest Washington, DC 2005.
Institut Teknologi Bandung : “Studi Komprehensif
untuk Prospek Pengembangan Formasi Volkanik
Jatibarang Struktur Jatibarang”, Laporan Akhir,
Desember 2002.
Selain produksi, faktor yang lain adalah dengan
membandingkan IPR sebelum dan sesudah
stimulasi. Gambar 10 – Gambar 13 menunjukkan
perbandingan IPR beberapa sumur sebelum dan
sesudah stimulasi.
Laurier L. Schramm : “Surfactan: Fundamentals
and Aplications in the Petroleum Industry”,
Petroleum
Recovery
Institute,
Cambridge
University Press, 2000.
Parameter keberhasilan lain adalah dengan
membandingkan antara kumulatif penambahan
produksi minyak dengan biaya stimulasi.
Perhitungan ini dengan asumsi harga minyak 50
USD hasil stimulasi dianggap positif jika hasil
stimulasi lebih besar dari biaya stimulasi. Biaya
stimulasi tiap sumur sebesar US$ 15800, yang
terdiri dari biaya untuk material sebesar US$ 8800
dan biaya jasa pemompaan sebesar US$ 7000.
Rekap hasil stimulasi dari 11 sumur dapat dilihat di
Tabel 1.
M. Fauzi A. Alkaff, Jarwo Sanyoto : “A
Stimulation treatment in Depletion Sandstone
Wells”,
Proceeding
Indonesian
Petroleum
Association, October 1992.
IX.
BIOGRAFI
SUMADI PARYOTO lulus dari Teknik
Perminyakan, Universitas Pembangunan “Veteran”
Yogyakarta tahun 1997. Tahun 1999 - 2005
bekerja sebagai Reservoir Engineer PT Pertamina
DOH Sumatera Bagian Selatan. Tahun 2005 –
sekarang bekerja sebagai Reservoir Engineer PT
Pertamina EP Region Jawa.
VII. KESIMPULAN DAN SARAN
Jika dibandingkan antara biaya stimulasi, hasil
stimulasi pada umumnya adalah positif sehingga
pelaksanaan stimulasi perlu dijadwalkan secara
rutin.
OKI SATRIAWAN lulus dari Teknik Geologi,
Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta tahun 1998.
Tahun 1999 - sekarang bekerja sebagai
Development Geologist PT Pertamina EP Region
Jawa.
-4-
HISAR BUDI SANTO LIMBONG lulus dari
Teknik Perminyakan, Universitas Pembangunan
“Veteran” Yogyakarta tahun 1998. Tahun 2001 sekarang bekerja sebagai Production Engineer PT
Pertamina EP Region Jawa.
-5-
Gambar 1. Performance produksi struktur Jatibarang lapisan Vulkanik
-6-
Gambar 2. Buble map lapisan vulkanik Jatibarang.
-7-
Permeabilitas Relatif Analisis Jatibarang Vulkanik
core 1
core 2
160
140
120
krw/kro
100
80
60
40
20
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Saturasi air, %
Gambar 3. Hubungan saturasi air dengan perbandingan permeabilitas relatif.
-8-
90
100
Mercury Injection Jatibarang Vulkanik
core 1
core 2
core 3
1500
1350
injection pressure, psi
1200
1050
900
750
600
450
300
150
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
wetting phase saturation, %
Gambar 4. Hubungan antara saturasi wetting phase dengan tekanan injeksi.
Gambar 5. Contoh posisi surfactant dalam campuran minyak air
-9-
100
Stimulasi tanggal
27 April 2005
Tanpa stimulasi
Gain = 28206.799 bbl
Gambar 6. Produksi JTB-072
Stimulasi tanggal
4 Mei 2005
Stimulasi tanggal 27
November 2004
Stimulasi tanggal
14 September 2005
Tanpa stimulasi
Gain = 10277.96 bbl
Gambar 7. Produksi JTB-068
- 10 -
Stimulasi tanggal
27 Oktober 2005
29 Oct-17 Nov’05
Gambar 8. Produksi JTB-121
Stimulasi tanggal
4 Februari 2005
Surfactant
5 Juni 2005
Tanpa stimulasi
Gain = 2476.108 bbl
Gambar 9. Produksi JTB-059
- 11 -
Sesudah stimulasi
Sebelum stimulasi
306 Bopd
1704 psia
90 Bopd
1778 psia
Gambar 10. Perbandingan IPR sebelum dan sesudah stimulasi JTB-072
Sebelum stimulasi
Sesudah stimulasi
50 Bopd
1634 psia
199 Bopd
1679 psia
Gambar 11. Perbandingan IPR sebelum dan sesudah stimulasi JTB-068
- 12 -
Sebelum Stimulasi
8 Bopd
235 psia
Gambar 12. IPR sebelum stimulasi JTB-121
Sebelum Stimulasi
Setelah Stimulasi
61 Bopd
1325 psia
350 Bopd
875 psia
Gambar 13. Perbandingan IPR sebelum dan sesudah stimulasi JTB-059
- 13 -
Tabel 1. Tabulasi perhitungan hasil stimulasi.
Gain
No Sumur
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
JTB-059
JTB-062
JTB-068
JTB-070
JTB-072
JTB-077
JTB-091
JTB-120
JTB-121
JTB-132
JTB-163
Lapisan
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Vulkanik
Perforasi (m)
1933.0
2260.0
2081.0
2161.0
1990.0
1990.0
1951.0
2041.0
2104.0
2136.0
1910.0
-
2059.0
2280.0
2244.0
2298.0
2075.0
2344.6
1998.0
2330.0
2292.0
2272.0
2176.0
Biaya Stim.
Balance
Jenis Stimulasi Tgl. Stimulasi
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
Surfactant
- 14 -
04.02.2005
12.01.2005
14.09.2005
31.07.2005
27.04.2005
08.07.2005
29.10.2005
23.05.2005
27.10.2005
22.11.2005
06.07.2005
Oil bbl
USD
2,476
123,805
5,259
262,937
10,278
513,898
12,533
626,639
28,207 1,410,340
2,455
122,739
8,957
447,825
1,173
58,675
0
0
3,738
186,907
2,521
126,049
Total Hasil
USD
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
15,800
USD
108,005
247,137
498,098
610,839
1,394,540
106,939
432,025
42,875
-15,800
171,107
110,249
3,706,014