STUDY KASUS : APLIKASI HYDRAULIC FRACTURING DI AREA OPERASI RANTAU

Transkripsi

1 STUDY KASUS : APLIKASI HYDRAULIC FRACTURING DI AREA OPERASI RANTAU Di susun oleh : Marjito DJ Pertamina DOH NAD Sumbagut Ibnu Suhartanto Pertamina DOH NAD Sumbagut Syaiful Kurniawan Pertamina DOH NAD Sumbagut Abstract Struktur SRJ, KLD dan SBL di area operasi rantau sangat potential sekali untuk dilakukan stimulasi hydraulic fracturing dengan PowerStim. Hal ini didasarkan atas sisa cadangan cukup besar, jumlah sumur dan tekanan reservoir yang memadai dan produktivitas sumur kecil akibat kerusakan formasi di sekitar lubang bor. Acidizing dan surfactant treatment tidak banyak membantu dalam manaikan produktivitas sumur. Motivasi dilakukannya PowerStim adalah untuk meminimalkan asumsi-asumsi yang sering dipakai dalam penentuan kandidat maupun job execution. Dari hasil treatment fracturing 12 sumur menunjukan kenaikan produksi minyak yang cukup significant 3-4 kali terhadap produksi sebelumnya, bahkan sumur yang sebelumnya berproduksi secara intermitten menjadi natural flow, biaya fract $ 9, 14, waktu pengerjaan lebih pendek hari dan POT kurang dari 6 hari, tentunya sangat menarik untuk dikembangkan lebih lanjut. I. Pendahuluan Struktur Serang Jaya (SRJ), Kuala Dalam (KLD) dan Sungai Buluh (SBL) adalah salah satu struktur penghasil hydracarbon pada formasi keutapang (cekungan sumatra utara), dan bagian dari Area Operasi Rantau Pertamina NAD Sumbagut. Untuk meningkatkan produksi migas pada lapangan tsb. setiap tahunnya dilakukan berbagai upaya seperti drilling, workover, optimasi produksi dan stimulasi. Sekitar tahun 1976 telah dicoba hydraulic fracturing 4 (empat) sumur dengan water base pada struktur SRJ, dengan hasil kurang memuaskan. Setahun kemudian Asamera melakukan Hydraulic Fracturing 4(empat) sumur dengan oil base pada struktur Tualang mengalami kesuksesan padahal dilakuan pada formasi yang sama. Kegagalan yang ada disebabkan banyaknya asumsi yang dipakai kurang vakid. Melalui berbagai study ekstensif, direncanakan stimulasi Hydraulic Fracturing dengan PowerStim pada struktur tsb, sebagai service company ditunjuk Dowell Schlumberger. Kegiatan stimulasi dilakukan atas dasar sisa cadangan yang masih cukup besar 13 MMstb, tekanan reservoir cukup memadai (5-7) Ksc, namun jumlah sumur yang aktif dan laju produksi per sumur sangat kecil sehingga witdrawal rate tiap tahun cenderung menurun dari.74% pada tahun 1999 menjadi.15% pada tahun 22. Dengan tekanan reservoir diatas dan permeabilitas batuan 1 5 md, memperlihatkan masalah yang timbul adalah kerusakan formasi. Acidizing dan surfactant treatment telah banyak dilakukan, namun tidak membantu karena yang diperlukan adalah treatment yang dapat menaikan indeks produktivitas sumur secara significant. Dengan PowerStim penentuan kandidat sumur dilakukan secara seksama, mencoba menerapkan teknologi yang sesuai, saling tukar informasi dan melibatkan keduabelah pihak mulai dari tahap geological dan reservoir assesment, welltesting dan completion, treatment design, execution sampai post job evaluation dengan harapan dapat menaikan produksi minyak dan menurunkan cost per barrel hydracarbon unit. II. PowerStim Implementation A. Geology dan Reservoir Assessment Struktur SRJ, KLD dan SBL terletak 6 KM sebelah barat laut Pangkalan Brandan ditemukan melalui hasil interpretasi seismik dan kegiatan eksplorasi tahun , terbukti sebagai struktur penghasil hidrokarbon pada formasi keutapang (cekungan Sumatera Utara). Ketiga struktur tsb merupakan satu kesatuan antiklin yang menerus dan memanjang dari barat laut ke tengggara, terpotong oleh banyak patahan melintang barat timur yang membagi ketiga struktur tsb. Struktur SRJ ditemukan oleh BPM pada tahun 1928 dan telah di bor sebanyak 5 sumur sebelum perang dunia kedua, tahun 1969 di ambil alih oleh Pertamina dan telah dibor 36 sumur. Struktur KLD ditemukan tahun 1983 dan telah di bor sebanyak 22 sumur, sedangkan struktur SBL ditemukan tahun 1984 sampai sekarang telah di bor sebanyak 1 sumur.

2 2 Isopach Air formasi mempunyai salinitas sekitar 1,- 15, ppm equivalent NaCl dengan viscosity.45 cp pada temperature reservoir. Scale index rata-rata sebesar +.2, menunjukan kecenderungan pembentukan scale relatif kecil. Struktur tsb. mempunyai sekitar 12 zone produktif diantaranya 17, 11, 114, 116, 12 dan 123. Sisa cadangan pasti migas status 1 Januari 22 minyak sekitar 13 MMstb dan Gas 145, 175 MMscf. Dari performance kinerja sumur, diperkirakan daya dorong adalah kombinasi weak water dirve dan solution gas drive. Assessment ini bertujuan untuk mengkarakterisasi reservoir agar kompatible dengan fluida perekah yang akan digunakan, laju produksi per net pay, ketebalan dan isolasi zone dengan CBL. Structure Map Fig. 1. Peta Horizon KLD Lithologi terdiri dari perselingan serpih, shalysand yang didominasi oleh kwarsa, feldspar, sedikit pirit dan mica, dengan ukuran butiran pasir halus sampai pasir sedang dan agak bersifat water sensitif. Petrofisik batuan, porositas, ketebalan effektif dan saturasi awal di peroleh dari interpretasi log, sedangkan permeability diperoleh dari korelasi K-φ. Porositas berkisar antara 17-3 %, net pay 3 1 m, permeabilitas 1-5 md dengan saturasi water awal sekitar 4-5 %. Tekanan reservoir 4-7 ksc, temperature F, Gradient Fract.56.7 Psi/ft. Fluida minyak reservoir berjenis minyak ringan 45-5 API, Viscosity pada titik gelembung cp, Pressure BP sekitar 2-35 psi. Faktor volume formasi 1.22 m3/m3 dengan gas terlarut 1-15 m3/m3. Fig.2. Type Log KLD-2 Untuk memilih jenis fluida perekah yang sesuai, telah dilakukan serangkaian uji coba beberapa fluida perekah yang dimiliki oleh Dowell Shclumberger dari berbagai macam fluida dasar, yaitu : YF13 (water base, US$.46/gal), YFGOIII (oil base, US$.98/gal), ClearFRAC (water base, US$ 4. / gal) 2

3 3 Ppore = 162 psi S = + 15 k = 4.5 md 1 1 Dari hasil test tersebut disimpulkan bahwa tidak menyebabkan kerusakan formasi yang berarti dari sample core yang diuji. Adapun hasil dari uji coba tersebut dikaitkan dengan pengurangan besaran permeabilitas (retained permeability) adalah sebagai berikut : No Jenis Fluida Retain Perm. 1 ClearFRAC 1 % 2 YFGOIII 88 % 3 YF13 77 % B. Well testing dan Completion Design Lapangan SRJ, KLD dan SBL mempunyai 2 (dua) stasiun pengumpul (SP) yaitu SP XV dan SP X untuk mengcover 8 sumur produksi dan 58 sumur mati (Status Januari 22). Hampir semua sumur yang berproduksi adalah natural flow dan tidak ada artificial lift yang memadai. Sebagian besar sumur menggunakan casing production 5 ½ 15.5 ppf dan 7 23 ppf. Sumur yang terseleksi sebagai kandidat sangat direkomendasikan untuk dilakukan PBU (Pressure Build Up) untuk mendapatkan paremeter reservoir yaitu Pr, skin dan insitu permeability, kemudian dilakukan nodal analisis untuk melihat adanya incremental oil yang ekonomis. Sebagai contoh disini adalah pada sumur KLD-2, sumur ini berproduksi sejak Oktober 1984 dengan produksi Pre-stim average 27 BFPD dengan water cut 6%. Log log Plot KLD-2 Z- 11 Pressure, psig Nodal Analysis Pre-Stim(S=+15) Skin Post_Stim(S= -3) Out Flow Oil Rate, BOPD Fig. 4. Nodal Analisis LiquidRate, bbl/d Fract Length Sensitivity Half Length, ft Xf (ft) Fig. 5. Half Length sensitivity Dt, Jam Fig. 3. Analisa Diagnostic Plot Dari nodal analisis dengan berbagai harga skin (zero, poor fract), sampai 3 (minus three, good 3

4 4 fract) dengan paremeter lainnya masih konstant. Dari Fig.4 menunjukan post stimulation dihasilkan rate BFPD, dan diharapkan net produksi sekitar BOPD. Fracture length yang dibutuhkan dapat dilihat pada Fig 5. Optimum half length adalah 2 25 ft, makin panjang half length tidak significant menaikan produksi. C. Execution dan Evaluation Kegiatan Stimulasi dimulai sejak Juni 22 sampai sekarang dan telah dilakukan sebanyak 12 sumur, 1-stage fracturing dengan mengunakan - Fluida : YGOIII (Oil base) - Harga n : Harga k : Vis@17s : 255 cp - Rate : bpm - Power : hhp - Proppant : 2/4 Jordan Sand - Tot. Prop. : 5 klb - Total fluid : bbl - Cost : US$ 9 14 K Well Depth - ft FracCADE* ACL Fracture Profile and Proppant Concentration *Mark of Schlumberger Stress - psi ACL Width at Wellbore - in Fig. 6. Propped Fracture Simulation Results Pertamina KLD 2 mf_pm Fracture Half-Length - ft <. lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft lb/ft2 > 3.4 lb/ft2 4. Treating Pressure (JobData) Slurry Rate (JobData) Proppant Conc (JobData) Pressure Matching Treating Pressure Net Pres(PropFRAC) Net Pres(Calc) Pressure (psi) Time (min) Table. 1. Design pumping schedule Fig. 7. History Matching Main Fract 4

5 5 No Well No. Zone Pre-job Prod. Mode Pre-job Oil Rate (bopd) Post-job Prod. Mode (bopd) (days) 1 KLD A&B SA/OF 8 SA/OF 2 KLD Not flowing SA/OF , SBL SA/OF 38 SA/OF 34 39, SBL-1 17 & 11 SB/OF 27 SA/OF , PS-2 11 SA/OF 5 SA/OF 163 5, KLD Squeezed SA/OF , KLD Not flowing SA/OF SBL Not flowing SA/OF KLD Not flowing SA/OF , SBL Squeezed SA/OF 28 3, KLD-2 11 Squeezed SA/OF 188 2, KLD Closed SA/OF 17 1,46 37 AVERAGE PER RANTAU WELL , CMT-8 H Not Flowing SB/OF , CMB-18 I SB/OF 14 SA/OF 788 1, CMT-9 Uo SB/OF 21 SB/OF CMB-5 H Not flowing SB/OF 56 AVERAGE PER CIREBON WELL , *maximum recorded rate following fracturing treatment **as of 31 Aug 23, 65 bbl $2 net/bbl to offset fracturing cost, heavily governed by sustainable gas-lifting operation ***as of 31 Aug 23, varied according to post-treatment production commencement date Table 2. Well Porductivity Post-job Oil Rate* Cum. Oil Gain (bbl oil)** Production Days*** Dari treatment kita lakukan history matching untuk memperkirakan jenis fracture geometry (TSO, PKN, KGD dsb.). Dari hasil treatment 12 sumur pada struktur tsb. dihasilkan sbb. : - Average pre-treatment <1 bopd - Average post-tretment ~ 26 bopd - Cumm.Oil > 14 k bbl - Incremental revenue > $ 3.6 MM - Payout < 6 days III. Kesimpulan dan Saran Dari hasil Kegiatan PowerStim dapat disimpulkan beberapa hal : PowerStim telah diaplikasikan 12 sumur di Area Operasi Rantau dengan average incremental oil 25 bopd dan menghasilkan incremental ravenue $ 3.6 MM Payout kurang dari 6 hari, dan memberikan kontribusi 2% dari total produksi di Area Rantau. Saran penulis agar perlu dintensifkan aplikasi PowerStim 1-stage maupun multistage fracturing pada lapangan-lapangan Daerah Operasi Hulu PERTAMINA terutama untuk reservoir yang masih potential dengan permebilitas kecil dan tentunya dengan cost treatment yang lebih rendah. IV. Daftar Pustaka 1. Michael J. Economides et. al,: Petroleum Production System, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, Nolte, K. G., and Economides, M. J.,: Reservoir Stimulation, 2 nd ed., Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ, Data Data Struktur SRJ, KLD dan SBL 5