Petroleum Engineer

Tubing Flow

Pada keadaan normal atau standar, tubing flow akan dipilih untuk dilakukan, dimana gas diinjeksikan melalui casing dan laju alir produksi dari dasar sumur ke permukaan melalui tubing. Pemeliharaan ini berlaku apabila laju alir produksi dari sumur tersebut masih dalam range diameter tubing yang tersedia dilapangan tersebut.

a. Biaya peralatan dan perawatan yang lebih murah dibandingkan dengan metode pengangkatan buatan lainnya.

b. System dapat didesign untuk berbagai laju aliran.

c. Dapat dipakai pada seluruh kondisi jenis sumur (Sumur tegak,miring,maupun dalam).

d. Flexibilitas tinggi.

e. Waktu operasi panjang karena tidak ada alat yang bergerak.

f. Biaya operasi rendah.

g. Laju produksi dapat dikontrol dipermukaan.

a. Investasi awal cukup besar, terutama bila harus memakai kompresor.

b. Bila gas yang dipakai bersifat korosif, maka dibutuhkan unit penetral.

c. Sukar dioperasikan apabila penemuan cairan di dalam tubing sudah rendah.

d. Pada dual completion dengan jarak zona yang jauh dan diameter casing kecil.

e. Harus terdapat gas yang mencukupi.

Berdasarkan instalasinya maka sumur gas lift dibedakan menjadi tiga yaitu :

a) Open Installation.

b) Semi closed Installation.

c) Closed Instalation.

Open Instalation

Adalah instalasi sumur gas lift dimana instalasi tersebut tidak dilengkapi dengan packer dan standing valve, sehingga tekanan injeksi akan berpengaruh langsung terhadap formasi. Instalasi jenis ini umumnya digunakan pada sumur gas lift dengan system injeksi yang continuous flow.

Semi closed Instalation

Adalah instalasi sumur gas lift yang instalasinya telah dilengkapi dengan packer, tetapi tanpa standing valve, instalasi ini umumnya digunakan untuk sumur gas lift dengan system gas injeksi yang continuous maupun yang intermittent flow.

Adapun fungsi packer pada instalasi ini adalah :

a. Menghilangkan pengaruh tekanan langsung dari gas injeksi terhadap formasi

b. Pada saat gas injeksi ditutup karena alas an tertentu cairan dari formasi tidak mengisi kolom cairan.

Closed Instalation

Adalah instalasi sumur gas lift yang telah dilengkapi packer dan standing valve pada rangkaian tubing di bawah operating gas lift valve. Instalasi ini akan efektif bila digunakan untuk sumur gas lift dengan system injeksi yang intermittent flow. Adapun fungsi standing valve adalah untuk menahan tekanan balik dari kolom fluida apabila tekanan tersebut lebih besar dari tekanan dasar sumur. Sumur gas lift menurut instalasinya dapat dilihat pada.

a. Continuous Gas Lift

Dalam metode ini gas diinjeksikan secara terus menerus kedalam titik injeksi pada kedalaman tertentu sehingga terjadi pencampuran antara gas yang diinjeksikan dengan fluida sumur di dalam tubing.

Proses yang terjadi hamper sama dengan sembur alam, yang berbeda adanya dua gradient tekanan alir di kolom tubing. Yaitu gradient tekanan alir di atas titik injeksi (Gfa) dimana GLR-nya adalah GLR murni ditambah jumlah gas yang diinjeksikan dan gradasi sumur gradient tekanan alir di bawah titik injeksi (Gfb) yang merupakan GLR murni dari sumur tersebut. Dasar operasi Continuous Gas Lift adalah kesetimbangan tekanan alir antara pwf dan tekanan yang dibutuhkan untuk mengalirkan fluida sampai permukaan.

Pwf = Pwh + Gfa (L) + Gfb (D – L)

Dimana :

Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur (Psi)

Gfa = Gradien Tekanan Alir di atas Injeksi (^Psi/_ft)

Gfb = Gradien Tekanan Alir di bawah Injeksi (^Psi/_ft)

L = Kedalaman Titik Injeksi (ft)

D = Kedalaman Total Sumur (ft)

Continuous Gas Lift digunakan pada sumur yang mempunyai PI (Productivity Index) dan Pwf besar serta kolom fluida di dalam sumur minimal 10 % dari kedalaman total sumur.

b. Intermitten Lift

Digunakan pada sumur yang mempunyai Pwf dan PI rendah atau salah satunya rendah. Dalam system ini produksi dilakukan secara terputus-putus dan didesain untuk memproduksi pada laju sebesar fluida yang masuk ke lubang sumur dari formasi.

Dalam system intermitten fluida dibiarkan terakumulasi dan bertambah di dalam tubing pada dasar sumur selama proses penutupan sumur. Secara periodic, gelombang besar dari gas injeksi bertekanan tinggi diinjeksikan dengan cepat kedalam tubing di bawah kolom fluida dan kolom fluida akan terdorong ke permukaan. Frekuensi penutupan atau shut-in intermitten ditentukan oleh jumlah waktu yang diperlukan oleh slug liquid masuk kedalam tubing. Lama periode injeksi gas tergantung slug cairan ke permukaan.

Ada empat kategori pemakaian Gas Lift yang dianjurkan berdasarkan PI dan BHP, yaitu :

Tabel 2.1

Kriteria Penentuan Sistem Injeksi

(Pudjo Sukarno, 1990)

PI	BHP	Sistem Injeksi
Tinggi	Tinggi	Continuous
Tinggi	Rendah	Intermittent
Rendah	Tinggi	Intermittent
Rendah	Rendah	Intermittent

Dimana :

PI tinggi > 0,5 bbl/hari/psi

PI rendah <>

BHP tinggi, dapat mengangkat kolom cairan minimal 70 %

dari kedalaman sumur

BHP rendah, berarti kolom cairan yang terangkat kurang

dari 70 %.

Tujuan operasi gas lift secara umum adalah untuk menciptakan “drawdown” sedemikian rupa sehingga reservoir mampu mengalirkan sejumlah fluida seperti yang diinginkan. Faktor utama yang menentukan dalam metode gas lift adalah perbandingan jumlah gas dengan cairan (GLR atau Gas Oil Ratio) formasi pada sumur tersebut sudah lebih kecil dari GLR optimum, di samping adanya penurunan tekanan dalam reservoirnya. Maka dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke dalam tubing melalui annulus, menyebabkan densitas cairan di dalam tubing menurun dan gradient tekanan dalam kolom tubing juga menurun, akhirnya timbul perbedaan tekanan antara reservoir dengan tekanan dasar sumur (drawdown) yang lebih besar dari sebelumnya dan mengakibatkan mengalirnya minyak dari reservoir ke permukaan, atau dapat pula digunakan untuk menambah laju produksi total pada sumur minyak yang masih flowing tetapi laju produksinya kecil. Berdasarkan system penginjeksian gasnya, sumur gas lift dapat dibedakan menjadi dua yaitu continous gas lift dan intermitten, hal tersebut tergantung pada productivity index dan tekanan reservoirnya.

Ketergantungan dunia pada minyak bumi dan pertumbuhan permintaan dunia diduga akan terus menyebabkan kenaikan harga sumber energi utama dunia ini. Diperkirakan permintaan minyak dunia akan naik dari tingkat 84 juta barrel per hari saat ini menjadi 99 juta barrel per hari pada tahun 2015 dan 116 juta barrel per hari pada tahun 2030. Sementara itu, penemuan minyak baru jauh lebih lambat daripada kebutuhan minyak dunia. Kurangnya pasokan minyak dunia dan semakin mahalnya biaya untuk menemukan, mengambil, dan melakukan penyulingan (refining) minyak akan membuat ketergantungan pada bahan bakar minyak menjadi mahal bagi ekonomi.Pertumbuhan permintaan minyak tidak diimbangi dengan peningkatan pasokan minyak karena produksi minyak konvensional mungkin telah atau segera mencapai puncaknya. Akibatnya, teori pasokan dan permintaan sederhana akan menyetarakan pasokan dan permintaan dengan harga yang lebih tinggi. Selain itu, ketegangan di Timur Tengah, daerah produsen minyak utama, menambah risiko pasokan minyak dan tentunya juga harga minyak.

Pada era 70 hingga 90an Indonesia merupakan salah satu negara yang mempunyai produksi minyak bumi cukup besar. Puncak produksi minyak bumi terjadi pada tahun 1977 dengan jumlah produksi mencapai sekitar 1,60 juta barel per hari dan tahun 1995 dengan jumlah produksi 1,62 juta barel per hari. Setelah periode tersebut, lambat laun produksi minyak bumi mengalami penurunan secara alami hingga mencapai kisaran penurunan antara 5 hingga 15 % per tahun dari total produksi yang ada. Semenjak harga minyak mengalami krisis pada tahun 1998, kegiatan dan pengeluaran biaya eksplorasi dan produksi saat itu menurun secara drastis sehingga produksi minyak bumi mengalami penurunan secara alami. Pada saat ini target APBN tahun 2004 produksi minyak bumi Indonesia adalah 1 juta 72 ribu barel/hari. Tantangan target ini tidak ringan, sehingga terus dilakukan upaya-upaya penambahan produksi untuk mencapai target tersebut, disamping dilakukannya kegiatan eksplorasi di lapangan-lapangan baru di daerah Kalimantan Timur, Sumatera Selatan, Jambi, Riau, dan daerah lainnya.

Di Indonesia terdapat 60 cekungan hidrokarbon dimana 22 cekungan belum di eksplorasi serta 38 cekungan telah dieksplorasi ( 15 produksi, 11 belum produksi dan 12 belum terbukti). Cadangan minyak bumi Indonesia cenderung menurun secara alami dan pada saat ini jumlah cadangan yang ada mencapai 8,3 milyar barel (4,3 milyar barel terbukti dan 4 milyar barel potensial) atau dapat diproduksi untuk waktu 20 tahun. Sedangkan jumlah cadangan gas bumi Indonesia yang terbukti dan potensi mengalami kenaikan dengan ditemukannya lapangan-lapangan baru selama 2 tahun terakhir ini dan pada saat ini jumlah cadangan yang ada mencapai 185,6 triliun kaki kubik (95,1 TCF terbukti dan 90,5 TCF potensial) atau dapat diproduksi untuk waktu 64 tahun.

Cadangan minyak bumi Indonesia cenderung menurun secara alami dan pada saat ini jumlah cadangan yang ada mencapai 8,3 milyar barel yang terdiri atas : 4,3 milyar barel terbukti dan 4 milyar barel potensial. Jumlah cadangan ini dapat diproduksi untuk jangka waktu 20 tahun. Sebagian besar cadangan minyak bumi Indonesia masih tersebar di bagian Indonesia bagian barat, terutama di Pulau Jawa dan Sumatera. Sedangkan potensi wilayah Indonesia bagian timur belum banyak ditemukan cadangan baru, terutama di daerah terpencil dan laut dalam.

Produksi minyak bumi sebagian besar berasal dari sumur-sumur tua dimana dari tahun ke tahun mengalami penurunan secara alami mencapai 15 % dari total produksi. Namun dengan usaha-usaha optimalisasi lapangan-lapangan yang ada melalui EOR, Steam flood dan pengembangan lapangan-lapangan baru , penurunan produksi tersebut masih dapat ditahan pada 6,7% per tahun. Dengan EOR (tertiary recovery) jumlah minyak yang berhasil diekstrak dari ladang minyak mencapai 30-60% dibandingkan 20-40% dengan menggunakan primary dan secondary recovery.

Ada beberapa usaha yang dilakukan untuk mempertahankan laju produksi minyak seperti 1) Metode Water injection atau bisa juga disebut Water Flooding yaitu penggunaan injeksi air. Metode ini digunakan untuk mengisi hilangnya tekanan akibat terproduksinya minyak. Air dimasukkan dalam reservoir kemudian air akan menekan minyak keatas sehingga memudahkan dalam pemompaan serta memperpanjang umur dari reservoir itu sendiri. 2) Metode Gas injection yaitu metode yang paling sering digunakan dalam EOR. Dalam metoda ini, gas-gas seperti karbon dioksida, gas alam atau nitrogen diinjeksikan kedalam reservoir sehingga akan menekan minyak kedalam sumur produksi. Selain itu gas-gas yang diinjeksikan akan terdispersi kedalam minyak mampu menurunkan kekentalan minyak sehingga menjadi mudah dalam pemompaannya. Dalam aplikasinya, lebih dari setengah sampai dua pertiga dari gas yang diinjeksikan akan keluar bersama minyak recovery yang umumnya, gas tersebut akan diinjeksikan kembali kedalam reservoir untuk meminimalkan biaya operasi. 3) Metode Reducing residual oil saturation, SOR (alcohol, polymers, surfactants injection), yaitu penggunaan bahan kimia tertentu seperti surfactant, polymer dan lainnya yang diinjeksikan ke dalam reservoir dengan tujuan untuk meningkatkan perolehan minyak dengan cara merubah sifat sifat batuan ataupun sifat-sifat fluida (minyak) dalam reservoir. 4) Metode Thermal: steam injection (to heating of the reservoir to lower the viscosity). Teknik ini mirip dengan teknik Waterflood yaitu dengan tujuan untuk mengarahkan, mendorong, atau menyapu minyak agar menuju atau mendekati sumur produksi. Steam diinjeksikan pada bagian atas reservoir dengan tujuan untuk menurunkan viscositas dari bitumen sehingga secara gravitasi minyak akan terdorong menuju sumur produksi

Berbeda dengan metode-metode yang disebutkan diatas, biosurfactant mediated enhanced oil recovery menawarkan beberapa kelebihan diantara teknik-teknik yang ada. Kelebihan penggunaan metode ini dalam proses EOR antara lain: 1) Merupakan senyawa aktif permukaan alami yang dihasilkan oleh berbagai mikroorganisme. 2) Merupakan “Water-Based Surfactant” yang berbeda dengan oil-based syntetic surfactant lainnya dimana penggunaan biosurfactant akan mempermudah dalam proses de-emulsifikasi minyak dengan surfactant yang diinjeksikan kedalam reservoir. 3) Mampu diproduksi secara masal dengan menggunakan bahan baku yang terbarukan sehingga menjadi lebih kompetitif ditinjau dari segi ekonomi dibandingkan dengan penggunaan surfactant sintetis yang mahal harganya. 4) Lebih ramah terhadap lingkungan karena diproduksi secara alami oleh mikroorganisme. 5) Kompatibilitas terhadap lingkungan yang tinggi karena tingkat toksisitas dari biosurfactant yang sangat rendah dibandingkan dengan surfactant sintetis. Untuk itu, upaya recovery minyak dari sumur-sumur tua dengan metode Biosurfactant-Mediated EOR menjadi salah satu alternatif yang lebih ramah terhadap lingkungan.

1. Squeeze cementing.

Suatu operasi di mana bubur semen ( cement slurry ) di tekan sampai tekanan tertentu pada suatu sumur minyak atau gas. Squeeze cementing di lakukan pada saat pengeboran, penyelesaian sumur, dan kerja ulang.

Penggunaan .

a. Menyumbat aliran air atau gas dari zona minyak

b. Menutup kembali zona tertentu untuk memproduksi zona produktif yang lainya.

c. Memperbaiki casing yang rusak

d. Sebagai kelanjutan dari pekerjaan penyemenan utama

a Thickening time, adalah lama waktu semen masih dalam keadaan bisa di pompakan , bubur cement harus tetap dalam keadaan “ Fluida” dalam waktu yang cukupsehingga cement bisa di tempatkan pada interval kedalaman yang di inginkan

- Temperatur sumur yang tinggi akan mempercepat reaksi hydrasi , jadi mengurangi theckening time bubur cement

- Tekanan makin tinggi akan mengurangi theckening time

- Makin tinggi filtration loss akan mempercepat theckening time

- Penghentian sementara pada waktu pemompaan cement akan mengurangi theckening time.

b. Fluid loss, Jika bubur cemen di atas permukaan yang permeable di tekan. Maka air akan terperas keluar , proses ini di sebut “Dehydrasi” karena air keluar dari bubur cement.

c. Strength ( kekuatan ) cement , setelah operasi squeeze selesai , maka di perlukan penguatan cement yang cukup cepat untuk memperkecil WOC . Cement sengan compressive strength 500 psi pada umumnya sudah cukup untuk cement squeeze

Bubur cement untuk squeeze di sumur-sumur di campur dengan beberapa additive untuk mengatur cement agar mempunyai sifat-sifat tertentu .

1. Accelerator, di gunakan untuk mempercepat penguatan cement dan mengurangi waktu WOC, hal ini sangat penting terutama untuk mempercepat proses pekerjaanselanjutnyasetelah penyemenan,( Cacl2)

2. Retarder, di gunakan untuk menambah theckening time dari bubur cement, jika di perlukanpenambahan waktu untuk penempatan cement ( calsium lignosulfonate dan sodium lignosulfonate).

3. Fluid loss Control additives, untuk mengontrol fluid loss ( telah di bahas )

Beberapa keuntungan penggunaan Low Filtration slurry

a. Dehydrasi cement di dalam casing dapat di kurangi

b. Formasi- formasi yang sensitive terhadap air tawar tidak akan rusak karena masuknya air perasan dari cement ke formasi sedikit sekali.

c. Viskositas yang rendah ( tekanan pompa yang rendah ) di peroleh karena bubur cement tidak terpisah – pisah ( antara cairan dan padatanya )

4. Additive – additive lainya

Additive ini antara lain untuk mengatur Densitas, Strength, Viskositas, Tahanan terhadap korosive, Loss circulation dsb

Metoda Squeeze yang biasa di pakai

a. Braden Head Squeeze, Metode ini di gunakan dengan cara menempatkan cement slurry di depan perforasidan di sebut “ balancing plug “ setelah slurry di campur , slurry kemudian di pompa ke dalam tubing dan di ikuti oleh sejumlah fluida work over yang sudah di hitung sehingga membentuk suatu keseimbangan ( kesamaan tinggi ) kolom slurry di dalam tubing dan annulus.

Tubing di angkat di atas cement slurry dan tubing di lakukan sirkulasi balik untuk membersihkan kelebihan cement.

Tekan squeeze di berikan untuk menekan slurry ke dalam perforasi, setelah final squeeze pressure di dapat , tubing kemudian di turunkan untuk sirkulasi balik kelebihan cement, sampai cement plug masih tinggal beberapa feetdi atas perforasi.

Keuntungan Braden head squeeze

- Tidak di perlukan peralatan khusus

- Resiko casing pecah terhindar

- Bisa melakukan squeeze job pada casing berdiameter kecil.

Kerugian Braden head squeeze

- Perlu test tubing

- Tidak dapat men test kebocoran casing

- Casing terkena tekanan squeeze

b. Packer squeeze, biasa di pakai bilamana

- Perkiraan tekanan squeeze akan melebihi kekuatan casing

- Casing sudah tua dan bisa saja ada kebocoran diatas perforasi yang akan di squeeze

- Terdapat perforasi atau casing bocor yang pernah di perbaiki di atas perforasi yang akan di squeeze

Packer yang di pakai dari jenis retrievable packer yang di turunkan bersama tubing dan di set secara mekanikal

Prosedur Squeeze cementing dengan retrievable packer:

1. Packer di pasang di ujung tubing dan di bawah packer di pasang tail pipe dengan panjang secukupnya yang akan memungkinkan sirkulasi semua objek di depan peforasi.

2. Ujung tail pipe di tempatkan tepat di atas perforasi dan setelah packer di set , tubing dan casing di test dengan tekanan

3. Katup bay pass di buka dan semen di pompa di ikuti cairan pendorongsampai cement mencapai ujung tubing.

4. Katup by pass di tutup , untuk mengisolir annulus dari tubing , kemudian cement di pompa kedalam perforasi.

5. Setelah final squeeze pressure tercapai, katup by pass di buka dan kelebihan atau sisa cement di dalam tubing di sirkulasi balik dengan meng unset packer terlebih dahulu

Ke untungan squeeze dengan packer.

a. Casing dan tubing bisa di test dari kebocoran

b. Casing terlindung dari tekanan squeeze yang tinggi

c. Cement tetap berada di dalam tubing di atas packer

d. Bisa melakukan squeeze dengan tekanan tinggi

Kerugian – kerugianya.

a. Biaya tinggi

b. Resiko packer terjepit / stuck

c. Resiko meninggalkan ikan dalam sumur seperti rubber packer