STIMULASI DENGAN SURFACTANT SEBAGAI ALTERNATIF MENINGKATKAN PRODUKSI DI LAPISAN VULKANIK JATIBARANG PT PERTAMINA EP REGION JAWA

Transkripsi

1 IATMI 2006-TS-45 PROSIDING, Simposium Nasional & Kongres IX Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2006 Hotel The Ritz Carlton Jakarta, 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 280 o F. Jenis minyak high pour point oil (HPPO) dengan pour point sebesar 110 o F. 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. 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 - 1 -

2 Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Parigi. Lithologi penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih batugamping. 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 : ; dan NPHI: V2 : Lithictuff / Aglomerat yang memiliki kisaran nilai log RHOB : ; dan NPHI: V3 : Detrital / Ruble (epiclastic), yang memiliki kisaran nilai log RHOB : ; dan NPHI: 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. 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. Minyak berjenis HPPO dengan titik tuang sebesar o F sehingga untuk transportasi minyak diperlukan pemanasan, pencampuran dengan light oil dan pencampuran dengan air dengan komposisi tertentu. 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. 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. 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. 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. 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

3 Karena diperlukan beban yang cukup maka pengukuran dilakukan tidak dengan slick line wireline tetapi dilakukan dengan monoconductor wireline dan peralatan surface read out (SRO). III. PEMILIHAN JENIS STIMULASI 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 110 o F. Temperatur reservoir sebesar 280 o F. Viskositas pada tekanan dan temperatur reservoir saat ini sebesar 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. 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. 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. Pada kegiatan stimulasi surfactant ini, larutan surfactant yang digunakan juga didukung oleh aditif yang bertujuan mempercepat efektifitas kerja surfactant dan memecahkan emulsi. 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. 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 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. 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 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 -

4 area terbentuknya blocking sehingga menyentuh interface sudut miring dan memecahnya sehingga minyak yang tertahan di belakang air akan mudah mengalir. 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. 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. 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. 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$ Rekap hasil stimulasi dari 11 sumur dapat dilihat di Tabel 1. VII. KESIMPULAN DAN SARAN Jika dibandingkan antara biaya stimulasi, hasil stimulasi pada umumnya adalah positif sehingga pelaksanaan stimulasi perlu dijadwalkan secara rutin. Produksi yang kecil di lapisan vulkanik sering disebabkan karena adanya hambatan di sekitar perforasi maupun di batuan. Perlu dicari kajian yang terus menerus untuk optimalisasi pengurasan cadangan di vulkanik ini karena WDR masih kecil. 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 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 Institut Teknologi Bandung : Studi Komprehensif untuk Prospek Pengembangan Formasi Volkanik Jatibarang Struktur Jatibarang, Laporan Akhir, Desember Laurier L. Schramm : Surfactan: Fundamentals and Aplications in the Petroleum Industry, Petroleum Recovery Institute, Cambridge University Press, M. Fauzi A. Alkaff, Jarwo Sanyoto : A Stimulation treatment in Depletion Sandstone Wells, Proceeding Indonesian Petroleum Association, October IX. BIOGRAFI SUMADI PARYOTO lulus dari Teknik Perminyakan, Universitas Pembangunan Veteran Yogyakarta tahun Tahun bekerja sebagai Reservoir Engineer PT Pertamina DOH Sumatera Bagian Selatan. Tahun 2005 sekarang bekerja sebagai Reservoir Engineer PT Pertamina EP Region Jawa. OKI SATRIAWAN lulus dari Teknik Geologi, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta tahun Tahun sekarang bekerja sebagai Development Geologist PT Pertamina EP Region Jawa

5 HISAR BUDI SANTO LIMBONG lulus dari Teknik Perminyakan, Universitas Pembangunan Veteran Yogyakarta tahun Tahun sekarang bekerja sebagai Production Engineer PT Pertamina EP Region Jawa

6 Gambar 1. Performance produksi struktur Jatibarang lapisan Vulkanik - 6 -

7 Gambar 2. Buble map lapisan vulkanik Jatibarang

8 Permeabilitas Relatif Analisis Jatibarang Vulkanik core 1 core k rw /k ro Saturasi air, % Gambar 3. Hubungan saturasi air dengan perbandingan permeabilitas relatif

9 Mercury Injection Jatibarang Vulkanik core 1 core 2 core injection pressure, psi wetting phase saturation, % Gambar 4. Hubungan antara saturasi wetting phase dengan tekanan injeksi. Gambar 5. Contoh posisi surfactant dalam campuran minyak air - 9 -

10 Stimulasi tanggal 27 April 2005 Tanpa stimulasi Gain = bbl Gambar 6. Produksi JTB-072 Stimulasi tanggal 4 Mei 2005 Stimulasi tanggal 27 November 2004 Stimulasi tanggal 14 September 2005 Gain = bbl Tanpa stimulasi Gambar 7. Produksi JTB

11 Stimulasi tanggal 27 Oktober Oct-17 Nov 05 Gambar 8. Produksi JTB-121 Stimulasi tanggal 4 Februari 2005 Surfactant 5 Juni 2005 Tanpa stimulasi Gain = bbl Gambar 9. Produksi JTB

12 Sebelum stimulasi Sesudah stimulasi 90 Bopd 1778 psia 306 Bopd 1704 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

13 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

14 Tabel 1. Tabulasi perhitungan hasil stimulasi. Gain Biaya Stim. Balance No Sumur Lapisan Perforasi (m) Jenis Stimulasi Tgl. Stimulasi Oil bbl USD USD USD 1 JTB-059 Vulkanik Surfactant , ,805 15, ,005 2 JTB-062 Vulkanik Surfactant , ,937 15, ,137 3 JTB-068 Vulkanik Surfactant , ,898 15, ,098 4 JTB-070 Vulkanik Surfactant , ,639 15, ,839 5 JTB-072 Vulkanik Surfactant ,207 1,410,340 15,800 1,394,540 6 JTB-077 Vulkanik Surfactant , ,739 15, ,939 7 JTB-091 Vulkanik Surfactant , ,825 15, ,025 8 JTB-120 Vulkanik Surfactant ,173 58,675 15,800 42,875 9 JTB-121 Vulkanik Surfactant ,800-15, JTB-132 Vulkanik Surfactant , ,907 15, , JTB-163 Vulkanik Surfactant , ,049 15, ,249 Total Hasil 3,706,