Senin, 23 Agustus 2010

Acidizing : JOB PPS (3)


Sumur South West Oscar #5 (SWO #5) pertama kali dibor pada tanggal 30 Oktober 1997 dengan kedalaman 9809 ft. dan selesai pada tanggal 12 Desember 1997. Sumur ini mulai berproduksi pada tanggal 19 Desember 1997 dengan menggunakan pompa benam ESP.

Pada tanggal 24 Februari 2010, sumur SWO #5 dinyatakan ODH dan program servis sumur segera dilaksanakan dengan tujuan mengganti pompa ESP sehingga produksi masih bisa dilanjutkan.

Dalam program servis sumur SWO #5 juga akan dilakukan program acidizing untuk membersihkan lubang bor serta membersihkan formasi dari scale yang bisa mengurangi rate produksi sumur. Acidizing atau pengasaman, dilakukan juga diperuntukkan untuk meningkatkan permeabilitas dari sumur. Sehingga penurunan permeabilitas yang disebabkan oleh scale pada formasi, bisa terselesaikan dengan metode pengasaman ini.


Dewasa ini telah dikenal 3 jenis pengasaman, antara lain :
o Matrix acidizing
Asam di injeksikan ke formasi pada tekanan di bawah tekanan rekah, dengan tujuan agar reaksi asam menyebar ke formasi secara radial. Matrix Acidizing digunakan baik untuk batuan Karbonat(limestone/dolomite) maupun sand stone. Teknik ini akan berhasil untuk sumur dengan damage sedalam 1-2 ft.
o Acid Fracturing
Digunakan hanya untuk karbonat,kenaikan produksi diakibatkan oleh kenaikan permeabilitas sampai jauh melampaui zone damagenya.
o Acid Washing
Untuk melarutkan material atau scale sekitar sumur, meliputi pipa atau juga perforasinya

Dalam penggunaannya pun, tidak sembarang asam dapat digunakan dalam proses pengasaman. Ada beberapa jenis asam yang dipakai dalam program pengasaman, antara lain :

1. Asam Chlorida
Asam HCl atau Muriatic Acidadalah asam yang paling banyak digunakan, Asam ini harganya murah dan dapat diberi inhibitor, dan hasil reaksi terlarut dalam air.Tabel 3.1, Merupakan Reaksi HCl terhadap Limestone, dolomite dan sandstone.
Pada umumnya HCl digunakan dilapangan dengan konsentrasi berat 15% hal ini akan mempengaruhi titik beku dari asam yang bersangkutan. Kerugian pemakian asam HCl terutama pada sifat korosif yang tinggi, terutama pada temperatur diatas 250oF. Untuk pencegahan perlu ditambah Corrosion inhibitor.
2. Asam Fluorida
Hydrofloric Acid (HF) digunakan untuk sandstone karena dapat melarutkan Silikat, HF dapat bereaksi dengan Ca dan Mg akan tetapi membentuk endapan . Penggunaan HCl yang dicampur HF dapat menghilangkan scale pada sandstone karena sementasi sandstone terdiri dari Ca dan Mg. Asam HF mempunyai kemampuan melarutkan padatan lumpur,mineral Clay , feldspar dan silika .
3. Asam Acetic (CH3COOH)
Merupakan asam organik yang dapat melarutkan Carbonat, laju reaksi asam acetic lebih lambat dibanding dengan HCl,asam acetic tidak bersifat korosif.
4. Asam Formic
Merupakan jenis asam yang terionisasi sangat lemah, sehingga reaksi akan berjalan lambat.




Dengan adanya pengasaman ini, diharapkan setelah sumur kembali diinstal pompa ESP baru, produksi dapat kembali optimum karena scale sudah berkurang dari formasi. Pompa ESP yang baru akan didisain sedemikian rupa sehingga rate yang didapat dari sumur SWO #5 dapat optimum.

Minggu, 22 Agustus 2010

Casing Drilling


Selama bertahun-tahun pemboran putar konvensional (pahat pada ujung rangkaian pipa pemboran) telah mendominasi dunia pemboran minyak dan gas di seluruh dunia, terutama semenjak rotary rock bit muncul pada tahun 1909. Dengan metode pemboran ini dapat terjadi beberapa kali cabut-masuk rangkaian pemboran pada suatu sumur.

Pemboran dengan casing merubah dasar tersebut. Pemboran ini menawarkan kinerja yang sama dengan pemboran menggunakan pipa bor konvensional. Pekerjaan memasukkan casing dan membor formasi yang dilakukan bersamaan dapat menghilangkan sejumlah langkah dalam pemboran konvensional dan menyediakan beberapa keuntungan tambahan.

Teknik pemboran casing pertama kali di lakukan di Canada. Pemboran dilakukan dengan menggunakan casing 7” dan berhasil mencapai kedalaman 1000 m. Konsep dari Casing drilling adalah sederhana : yaitu daripada menggunakan drill pipe, bor lubang dengan menggunakan casing yang kemudian juga akan secara permanen disemen. Ketika casing point dicapai, posisi casing langsung telah ada di dasar sumur, sehingga akan mengurangi waktu untuk trip rangkaian yang biasa dilakukan dengan pemboran konvensional. Jika sumur tidak bagus, rangkaian casing bisa di recover kembali. Hasilnya adalah lebih sedikit kendala yang tidak diinginkan terjadi, operasi lebih aman, dan penyelesaian sumur yang lebih cepat.

Pengalaman lapangan sebelumnya menunjukkan bahwa pemboran dengan casing adalah suatu pilihan yang menguntungkan. Pengembangan yang berkelanjutan terhadap peralatan dan prosedur telah meningkatkan potensi penerapannya baik untuk formasi keras maupun lunak, baik di darat maupun di laut (off shore).

Dengan mengurangi waktu untuk trip, pemboran dengan casing dapat memotong waktu yang dibutuhkan untuk membor sumur 20 – 30 %. Tanpa trips, unscheduled event yang dapat terjadi karena cabut-masuk rangkaian dapat dihilangkan seperti kicks, sidetrack yang tidak disengaja, swab, surge, dan reaming.
Pada dasarnya ada dua metoda untuk membor dengan casing yaitu :

1. Pemboran casing dengan retrieveable BHA
yaitu digunakan suatu BHA tambahan di dalam casing yang dapat di”retrieve”. BHA ini biasanya terdiri dari mud motor, under reamer dan bit konvensional.
2. Pemboran casing tanpa retrieveable BHA
yaitu dengan menggunakan casing itu sendiri sebagai BHA yang diputar langsung dan disemen di dasar.

Di Indonesia, sudah ada beberapa lapangan yang sudah menerapkan teknologi casing drilling ini, salah satunya di lapangan Tugu Batu Pertamina EP Cirebon.
Ada banyak perusahaan yang capable untuk melakukan pekerjaan Casing Drilling ini.
Salah satunya adalah Tesco dan Weatherford. Dalam Penggunaanya, Casing Drilling harus menggunakan Top Drive System, karena membutuhkan tenaga yang cukup besar.

Dengan Casing Drilling, kita akan dapat menghemat waktu dalam proses pemboran. video

Synthetic Oil base Mud




Lumpur pemboran pertama kali diperkenalkan dalam pemboran putar pada sekitar awal tahun 1900. Awal mulanya orang hanya menggunakan air untuk mengangkat serbuk bor (cutting) secara kontinyu. Dan dengan berkembangnya teknologi pemboran, lumpur mulai digunakan, dan fungsi lumpur menjadi semakin komplek dan untuk memperbaiki sifat-sifat lumpur tersebut ditambahkan bahan-bahan kimia (additive). biasa digunakan adalah Oil Based Mud ( OBM ) dan Water Based Mud (WBM ). Pengembangan OBM sendiri awal mulanya dimulai pada awal tahun 1920, yaitu ketika disadari bahwa dengan terbukanya formasi tertentu, maka filtrat yang dihasilkan dari water-base mud Dalam suatu system pemboran, lumpur yang hilang ke dalam formasi produktif. OBM pertama kali digunakan sebagai fluida komplesi dan workover

Para peneliti mencatat bahwa produksi sumur dapat diperbaiki jika dibandingkan dengan sumur yang dibor dengan water-base mud. Kemudian, dari hasil uji laboratorium dapat dikonfirmasikan apa yang terjadi. Jika formasi produktif mengandung clay yang dapat menghidrat apabila bertemu dengan air, maka akan menyebabkan clay mengembang dan terdispersi. Ketika terdispersi, clay berpindah dengan fluida kedalam ruang pori sampai menyumbat pori dan membentuk suatu penutup(bridge), sehingga dapat menghentikan atau menghalangi aliran. Mekanisme ini disebut clay blocking. Tetesan air dan padatan yang larut dalam air menyebabkan naiknya apparent viscosity minyak dan mengurangi kemampuan untuk mengalir, kondisi ini disebut sebagai water blocking atau solid blocking. Dari hasil studi core telah didokumentasikan bahwa kapasitas produksi formasi dapat berkurang sebanyak 90% akibat pengaruh intrusi air tawar ke dalam formasi yang sensitif. Pelaksanaan suatu program pemboran di formasi yang mengandung Shale dan Clay merupakan salah satu alasan dalam penggunaan OBM. Karena apabila OBM sendiri memiliki banyak sekali keuntungan dibandingkan menggunakan WBM, keuntungan tersebut antara lain :

1. Pemboran yang mengalami problem shale
2. Pemboran dalam, dan bertemperatur dan tekanan tinggi
3. Fluida komplesi, workover, packer, coring
4. Fluida perendam untuk pipa terjepit
5. Pemboran zona garam yang masif
6. Mengurangi torsi, drag, dan friksi khussnya pada pemboran miring dan berarah.
7. Pemboran formasi yang mengandung hydrogen sulfide dan karbon dioksida.
8. Mencegah korosi pada peralatan pemboran.
9. Dapat digunakan kembali setelah
10. dibersihkan dari sisa-sisa cutting.

Secara umum OBM didefinisikan sebagai suatu system dengan fasa kontinyu minyak sebagai bahan dasarnya yang dicampur dengan zat additive sebagai penunjangnya. Bahan dasar yang digunakan dapat berupa solar, Non-toxic oil, maupun fish/vegetable oil. Dari ketiga bahan tersebut masing masing memiliki tingkat aromatic yang berbeda. Semakin rendah tingkat aromatiknya, maka semakin kecil tingkat keracunannya terhadap lingkungaan.

Umumnya Di Indonesia, base mud yang digunakan adalah solar atau toxic oil. Karena tingginya nilai aromatic tersebut maka menyebabkan OBM yang berasal dari diesel oil tersebut bersifat toksik. Sehingga diharapkan ditemukan alternative lain yang sepadan dengan OBM ini namun ramah lingkungan.

Sejak mulai difikirkan mengenai masalah lingkungan ini. Usaha untuk mengurangi dampak kerusakan lingkungan mulai digalakkan perusahaan-perusahaan minyak diseluruh dunia. Sejak sekitar tahun 1990, Industri pengembangan minyak dan gas mengembangkan Synthetic Base fluids dengan material synthetic dan non synthetic oleaginous ( oil-like ) sebagai base fluid untuk OBM yang rendah dalam efek kerusakan lingkungan dan bekerja lebih aman dengan nilai toksisity yang rendah dikarenakan adanya pengurangan nilai aromatic.

SOBM terbuat dari mineral oil seperti sarraline maupun smooth fluid atau fish/vegetable oil yang berupa ester dari palm kernel oil, dari kesemuanya itu sudah diolah sedimikian rupa sehingga memiliki nilai toxicity yang rendah karena kadar aromaticnya sudah dikurangi.

Dalam penggunaannya, traditional OBM memiliki efek terbesar dalam pengeboran lepas pantai. Sebelumnya, banyak OBM yang dibuang saja di laut, padahal apabila itu dilakukan, hal tersebut akan sangat merusak lingkungan dari benthos serta rantai makanan yang ada di laut.

Tantangan terbesar dalam industry pemboran dewasa ini adalah gradient geothermal yang tinggi serta adanya clay swelling. Penciptaan base oil baru yang ramah lingkungan namun memiliki performances yang sepadan dengan solar sebagai base oil dalam Traditional OBM mungkin merupakan solusi yang tepat dalam menjawab pertanyaan kelemahan OBM dalam kerusakan lingkungan.

ESP: JOB PPS (2)


Electric Submersible Pump (ESP)pertama kali digunakan di Indonesia oleh Caltex lebih dari lima belas tahun yang lalu. Pada tahun 1970, 60 persen total produksi minyak Indonesia diproduksi oleh pompa ini. Dalam hal ini, Powerlif adalah vendor yang dipercaya untuk ESP di JOB PPS.
Pada prinsipnya pompa-pompa ini sama saja kecuali pada bentuk impeller dan diffusernya. Unit pompanya terdiri dari pompa centrifugal, seal section (istilah Centrilift, Reda menyebut protector dan ODI menyebut ini equilizer) dan electric motor. Unit ini ditenggelamkan di cairan, disambung dengan tubing dan motornya dihubungkan dengan kabel ke permukaan yaitu ke switchboard dan transformer (trafo). Tiap jenis pompa akan memiliki pump curve nya masing-masing, dari pump tersebut akan terlihat kemampuan dari pompa tersebut, efektifitas dari pompa tersebut, serta jumlah rate yang bisa diproduksi dari pompa itu.

Trouble Shoot
Setelah sumur berproduksi secara continue dengan rate normal 1704 BFPD selama 5 hari, tiba-tiba rate produksi turun dengan drastic menjadi 249 BFPD.
Dan sejak saat itu, banyak terjadi masalah di sumur Bagong #2, seperti pompa yang underload, pompa yang mati, rate produksi dan BHP yang tidak stabil.
Analisa yang di lapangan mengenai apa yang terjadi adalah, terdapat perbedaan yang jauh antara kapasitas produksi pompa dengan kemampuan formasi berproduksi. Dimana laju produksi pompa jauh lebih tinggi dibandingkan dengan kemampuan produksi dari formasi tersebut.
Hal itu akan menyebabkan fluid level dalam lubang sumur menurun dengan cepat sehingga pompa tidak tercelup. Apabila itu terjadi, akan terjadi peristiwa underload dan akan mengakibatkan down trust. Jika hal tersebut terus menerus didiamkan, maka dikhawatirkan pompa akan mengalami kerusakan, bahkan bisa terjadi Off Down Hole (ODH) pump dalam sumur. Produksi rata-rata harian sumur Bagong #2 sebenarnya tidak terlalu buruk, namun terjadi ketidakstabilan produksi tiap jam dalam seharinya.

Skenario Solusi
Ada beberapa upaya yang dilakukan untuk mempertahankan rate produksi sumur Bagong #2 serta mempertahankan Bottom Hole Pressure (BHP) agar bisa selalu stabil.
Beberapa upaya untuk mempertahankan rate dan BHP tersebut antara lain dengan cara :
1. Pinch
2. Circulation Line
3. Resizing pump
Dengan cara-cara tersebut diharapkan Sumur bagong #2 dapat berproduksi secara optimum dan lifetime dari sumur dapat lebih lama.
1. Pinch
Pinch merupakan salah satu scenario dalam mempertahankan rate produksi bagong #2 yang turun dengan drastic. Dengan cara menutup sedikit wing valve yang ada di Christmas tree. Dengan ditutupnya sedikit wing valve yang berhubungan dengan flowline, Well Head Pressure akan naik dan diharapkan BHP akan naik dan rate produksi akan kembali normal.
Dalam kondisi actualnya, perlakuan ini berpengaruh terhadap rate sumur serta BHP.
Rate produksi sumur akan menurun. Dan diharapkan static fluid level bisa stabil.
2. Circulation Line
Circulation line merupakan suatu line saluran tambahan, yang dibuat antara wing valve di well head dengan wing valve di dekat flow line menggunakan tubing 3/8 inch. Prinsip kerja dari circulation line adalah, mengembalikan kembali sebagian fluida yang telah diproduksi menggunakan ESP ke dalam sumur, untuk menjaga agar fluid level yang tadinya sebelum diberi circulation line selalu turun dengan drastic dapat terjaga dengan level yang konstan dan pompa selau dalam keadaan tercelup.
Konskuensi dari penggunaan scenario ini, rate fluida yang disuplai dari Sumur Bagong #2 akan menurun dan kita tidak tahu seberapa banyak fluida yang dikembalikan ke dalam sumur. Dan dikhawatirkan, ESP akan mengambil produksi melebihi kapasitasnya sehingga bisa menyebabkan up-thrust.
3. Resizing Pump
Gejala menurunnya fluid level dari sumur Bagong #2 dapat dikarenakan kapasitas pompa yang digunakan, yaitu pompa QN-20 dengan 165 stages yang terdapat indikasi over capacity untuk sumur Bagong #2. Hal tersebut yang selalu mengakibatkan fluid level dalam sumur tersebut dapat turun dengan drastic.
Dengan diturukannya spesifikasi pompa, diharapkan rate dapat lebih stabil, menjaga water cut dan mempertahankan net oil. Serta life time sumur dan pompa dapat bertahan lebih lama.

Jumat, 20 Agustus 2010

Tugas Individu Ospek Jurusan Teknik Perminyakan 2010


video

Tugas Individu Ospek Jurusan teknik Perminyakan 2010,
"Semangat Minyak Membangun Indonesia"

Video ini dirangkum di folio bergaris sebanyak 4 halaman muka folio.

Judul satu angkatan sama, tapi tidak boleh seperti judul video. ISI SATU ANGKATAN TIDAK BOLEH SAMA! SATU ORANG SATU!

Format Penulisan, di kanan atas diberi,
Nama :
Nim :
Nama Kelompok :

Di tengah diberi tulisan tema ospek Jurusan teknik Perminyakan 2010,
"Semangat Minyak Membangun Indonesia"

Dikumpul saat ospek Jurusan.

Selain tugas-tugas yang sudah diumumkan di jurusan, ada beberapa Tugas Tambahan untuk tugas individu, seperti:
Membawa
1. 1 Anak Mas Rasa Ayam bawang/keju
2. 1 Wafer Gambar Superman
3. 1 Coklat Ayam Jago
4. 1 renteng Makanan kecil Krip Krip
5. 2 tutup botol Bee Jelly
Semuanya dibuat sebagai liontin kalung (kecuali bee jelly), kalung dibuat dari rafia merah putih yang dikepang.

Selain itu membawa 2 botol air mineral ukuran 0.33 liter yang harus diambil dari mata air sigedang klaten.

Untuk tugas baksos (beras, mie instant, gula, teh) dimasukkan ke dalam tas plastik warna putih dan diberi lugu minyak dengan diameter 6 Inch.

HARAP DIPERHATIKAN TUGAS-TUGAS OSPEK JURUSAN INI, BAGI YANG TIDAK MENGUMPULKAN, KAMI TIDAK BERTANGGUNG JAWAB ATAS KESELAMATANNYA SELAMA OSPEK.

Tertanda
PANITIA Jurusan teknik Perminyakan 2010,
"Semangat Minyak Membangun Indonesia"