PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001 Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001 MODIFIKASI PENGESETAN DAN PEMBERSIHAN LATERAL SECTION DALAM PENYELESAIAN SUMUR HORIZONTAL PRP-CC5 PERTAMINA DOH Rantau Kata Kunci : Modifikasi Setting Liner Hanger ABSTRAK Aktivitas pemboran maupun penyelesaian sumur yang dilaksanakan di Daerah Operasi Hulu Rantau pada umumnya dengan aplikasi sistem liner (Completion Well Liner System) dengan harapan dapat menurunkan biaya dari sumur (Cost Reduction). Dari data pemboran sumur-sumur di DOH Rantau yang ada dan tinjauan terhadap keekonomian, perlu dilakukan beberapa langkah untuk dapat menurunkan biaya per sumur dengan tidak mengabaikan faktor-faktor keteknikan. Sebagai realisasi diperlukan beberapa perubahan dalam perencanaan penyelesaian sumur kearah yang lebih aman dalam memenuhi standart keselamatan operasi serta meminimalkan kemungkinan kerusakan formasi itu sendiri. Berdasarkan pengalaman pada pemboran yang menggunakan cairan mudah terbakar (Flamable Fluid) dan pemahaman tentang mekanisme kerja liner hanger, untuk itu dilakukan upaya "memodifikasi pengesetan/penggantungan liner hanger tipe hydraulically set", dengan tujuan mengantisipasi kemungkinan terjadinya loss, premature setting maupun bahaya lain diatas permukaan dalam kondisi siklus pemompaan bertekanan tinggi. 1. PENDAHULUAN " Liner hanger " adalah satu alat yang berfungsi untuk menggantungkan Casing yang akan menutupi lobang terbuka sesuai kedalaman yang diinginkan, disamping salah satu tujuan dari penggunaan "Liner Hanger" adalah menghemat biaya pemakaian selubung dari sumur (cost reduction). Cara bekerja Liner Hanger dapat secara Mekanikal Setting maupun Hydrolika Setting. Liner hanger yang selama ini dipakai di daerah Opersi Hulu Rantau adalah tipe Hydraulically Set. Untuk kondisi yang normal, hal tersebut dapat berjalan sesuai dengan apa yang direncanakan, namun untuk lapisan yang mempunyai kecendrungan loss di lapisan objektif serta pekerjaan penyelesaian sumur harus memakai bahan flamable fluid perlu dilakukan perubahan sistem pengesetan Liner Hanger sehingga menjadi lebih aman dan efisien. 2. PERMASALAHAN. Sumur-sumur di Daerah Operasi Hulu Rantau telah menggunakan pemasangan selubung dengan liner hanger dan timbulnya beberapa kendala operasional yang bervariasi antara lain adanya premature setting, hilang lumpur ke formasi serta kondisi atas permukaan akibat pemakaian flamable fluid sebagai cairan komplesi sumur. Beberapa sumur mendatar yang sudah dibor dari RNT/HZ-1 s/d RNT/HZ-9 terdapat kendala operasi yang berdampak negatif baik terhadap reservoir maupun keberhasilan operasional pemboran itu sendiri. Untuk sumur Horizontal PRP-CC5 akan dilakukan perubahan tatacara procedure pengesetan liner dari sistem pengesetan yang sudah dilakukan dibeberapa sumur horizontal. 3. LATAR BELAKANG PERMASALAHAN Dalam tatacara pengesetan liner yang sudah dilakukan di Daerah Operasi Hulu Rantau pada beberapa sumur horizontal dengan urutan sebagai berikut : 3.1. Masuk rangkaian Liner SSWW 4 ½ pada Hydraulik Liner Packer 7 x4½ dengan pengantar Setting Tool (Gambar-3.1) 3.2. Lakukan penggantian cairan lumpur bor dengan cairan komplesi (completion fluid) yaitu solar /minyak mentah sampai isi lubang benar-benar sudah tergantikan secara keseluruhan (Gambar-3.2) 3.3. Lakukan pengesetan liner dengan menjatuhkan bola dan diikuti pemompaan sampai tekanan maksimum 2000 psi (Gambar-3.3) 3.4. Bebaskan alat pengantar liner (Setting Tool) dengan tekanan 1500 psi. (Gambar-3.4) 3.5. Lakukan pendorongan bola dengan naikkan tekanan sampai 2500 psi, bola akan jatuh kedasar liner, sehingga terjadi komunikasi antara annulus casing 7 dengan dengan rangkaian pipa penghantar. (Gambar-3.5). 3.6. Lakukan sirkulasi untuk persiapan cabut rangkaian setting tool. 3.7. Pekerjaan pengesetan liner dan penggantian isi lubang selesai. Dari urutan langkah-langkah diatas, untuk penerapan pada sumur-sumur yang diperkirakan sembur alam akan dilakukan perubahan yaitu pemompaan cairan komplesi cukup pada lubang mendatar (lateral section) dan langsung dilakukan pengesetan liner dengan sempurna. Pada langkah berikut seluruh rangkaian setting tool dicabut dan masuk rangkaian pipa produksi dengan menempat kan pin hole collar pada bahagian bawah untuk sirkulasi. Hal ini dilakukan untuk mengantisipasi bila sumur langsung menyembur pada waktu pelaksanaan pemompaan penggantian oil base mud ke cairan complesi, rangkaian dapat langsung didudukan pada liner packer dan dilanjutkan pekerjaan pemasangan kepala sumur. Penerapan ini akan dilakukan disumur PRP-CC5 dimana berdasarkan korelasi terhadap sumur terdekat PRP-01 berjarak ± 300 meter yang sampai saat ini masih flowing.
4. APLIKASI DI LAPANGAN Beberapa contoh kasus pengesetan liner hanger didaerah operasi hulu Rantau antara lain sumur Horizontal HZ-09/P- 385. Sumur P-385 (Horinzontal Well). Dalam akhir : 1371 mmd Sepatu 7" : 980 mmd Puncak Liner 4 1/2" : 950 mmd Zone Objektif : Z-870. Lumpur bor : 1.48/62/88/11 Urutan Pelaksanaan Bor lubang 6" sampai 1371 mmd/829.2 mtvd dengan sudut 90 arah lubang N 301.4 vertical section 677 M. Atasi hilang lubang berkali-kali serta baloning effeck yang disertai rangkaian terjepit. Sirkulasi dan masuk liner 4 1/2" dirangkai pada Setting Tool dan Liner Packer 7" X 4 1/2" Hydraulic type VTL Halliburton sampai di 950 m MD/8 mtvd. Lalukan sirkulasi untuk menggantikan isi lubang dengan solar. Perbedaan density antara lumpur bor dengan solar yang cukup besar yaitu 1.48 berbanding 0.8 yang equivalent tekanan sebagai berikut: Kedalaman lubang 829 mtvd, Sg. Lumpur 1.48 sehingga didapat tekanan hidrostatis, Lumpur bor. Hydrostatic Pressure = D x Ψ..(1) 816 x 1.48 120 Ksc» 1715 psi Solar. Hydrostatic Pressure = 816 x 0.8 65 Ksc» 926 psi Delta Pressure = 789 psi Dari kalkulasi tersebut diatas menunjukan bahwa ada tekanan ekstra pemompaan yang bekerja dipermukaan sebesar 789 psi. Dengan adanya delta presure ini, pada dasarnya tidak dikehendaki mengingat unit liner hanger hanya diizinkan ( Pressure Recomendation) dari pabrik maximum 500 psi. Untuk kasus ini dapat dikategorikan telah terjadi "premature setting". Premature setting harus dihindari karena kondisi ini adalah awal dari kesulitan-kesulitan lain yang akan timbul tanpa diduga sama sekali, bahkan tidak mungkin kesulitan yang lebih fatal akan terjadi. Kalkulasi tekanan ekstra tersebut juga sangat mempengaruhi terhadap tinjauan Reservoir itu sendiri antara lain, formasi seolah-olah telah ditekan sepanjang proses pemompaan berlangsung. Ini ditandai dengan adanya hilang lumpur setelah selesai penggantian lumpur bor secara keseluruhan. Proses prosedural ini diamati dari beberapa sumur yang telah diikuti secara langsung dilapangan, hanya satu kasus yang berakibat sangat fatal yang salah satu faktor yaitu terbakarnya komponen rig. 5. TAHAP PROSES PEKERJAAN PENGESETAN HANGER "MODIFIKASI" Dalam proses Modifikasi pekerjaan pengesetan Liner Hanger pada intinya dibagi dalam beberapa tahap antara lain : 5.1 Kondisi Sumur Sebelum Masuk Liner Pada tahap ini kondisi lubang siap untuk dipasang casing liner setelah sirkulasi bersih. 5.2. Proses Penghantar Liner Masuk rangkaian Liner SSWW 4 1/2" pada Hydraulic Liner Packer 7" X 4 1\2". Pada tahap ini rangkaian liner masuk dengan diantar oleh setting tool dan cairan lumpur bor masih menggunakan Oil Base Mud (OBM).(Gambar-5.2) 5.3. Melakukan Pengesetan Liner Pada tahap inilah dilakukan modifikasi dimana mengganti isi lubang dari OBM ke Completion Fluid hanya pada lateral section, dan diikuti pengesetan packer dengan tekanan 2000 psi. Bila sebelum dilakukan modifikasi prosedure, pengesetan liner terlebih dahulu dilakukan penggantian isi lubang dengan cairan komplesi (solar atau minyak mentah) secara keseluruhan. (Gambar-5.3). 5.4. Bebaskan Setting Tool Pada tahap ini bebaskan setting tool dengan menahan tekanan sebesar 1500 psi sambil menarik keatas rangkaian (Gambar- 5.4). 5.5. Pendorongan Bola Keluar Dari Setting Tool & Cabut rangkaian. Pada tahap ini dilakukan pendorongan bola kedasar liner dengan menambah tekanan menjadi 2500 psi agar didapat komunikasi antara Annulus casing 7" dengan rangkaian pipa penghantar serta cabut rangkaian setting tool sampai permukaan.(gambar-5.5). 5.6. Masuk rangkaian pipa produksi. Pada tahap ini rangkaian pipa produksi yang masuk telah dilengkapi dengan stinger dan Pin Hole Collar (PHC) serta pemasangan Tubing Head Spool 7 1/16 sebagai antisipasi bila sumur menunjukan tanda-tanda flowing rangkaian dapat langsung diset pada packer housing. Bila seluruh proses berjalan dengan lancar diikuti penggantian seluruh isi lubang dengan cairan komplesi dan pengesetan liner dinyatakan selesai (Gambar-5.6) 6. KESIMPULAN DAN SARAN Dari evaluasi tersebut dapat disimpulkan bahwa perbedaan density antara lumpur bor dengan completion fluid akan
menimbulkan tekanan permukaan yang besar pada waktu sirkulasi. Hal ini terlihat dari beberapa sumur dengan adanya gejala (trend) terjadinya premature set serta kemungkinan terjadi loss dan kerusakan formasi akibat tekanan tinggi dipermukaan. Premature setting sanga-sangat dihindari agar proses pengesetan dari awal sampai akhir dapat diselesaikan dengan baik. Dalam kaitan evaluasi sistem pengesetan liner dari segi operasional, solusinya adalah menggantikan isi lubang setelah proses pengesetan liner hanger selesai dengan sempurna. DAFTAR PUSTAKA 1. JJ Azar. (1998) " Horizontal Wells Drilling/Completion and Flow Performance, Tulsa, Oklahoma. 2. Site Oil Inc (1993). " Technical Procedure of Liner Hanger. 3. Tek.Ops Asset-I Rantau, (2001) "Laporan Penyelesaian Sumur" PROCEDURE SEBELUM MODIFIKASI OIL BASE OPEN HOLE Gambar3.1. SSWW 4 1/2 MASUK SSWW 4 1/2 PADA PACKER 7 X 4 DIHANTAR OLEH 1/2 OIL BASE OPEN HOLE Gambar 3.2. SSWW 4 1/2 7 SOLAR GTOO CLINE R TUBIN G2 3/8 SSWW EU 4 ½ Gambar.3.3. PROSES
TOO Gambar.3.4. NAIKKAN TEKANAN KE 2500 PSI SAMPAI BOLA JATUH Gambar.3.5. PROCEDURE SEBELUM DIMODIFIKASI Gambar.5.1. OIL BASE SUMUR SEBELUM MASUK Gambar.5.2 SSWW 41/2 MASUK SSWW 4 1/2 PADA PACKER 7 X 4 1/2 DIHANTAR OLEH
OBM Gambar.5.3. SSWW 4 ½ SOLAR GANTI ISI LUBANG LATERAL SECTION & SET. Gambar.5.4. BEBASKAN DENGAN TAHAN TEKANAN 1500 PSI DAN TARIKAN SAMPAI LEPAS RPP+PHC Gambar. 5.5. NAIKKAN TEKANAN KE 2500 PSI SAMPAI BOLA JATUH Gambar.5.6.