INJEKSI POLIMER DENGAN PENGARUH JENIS POLIMER,KONSENTRASI DAN SALINITAS BRINE PADA RECOVERY FACTOR MINYAK
(Laboratorium Study)
Arif Eka Rahmanto1); Rachmat Sudibjo 2); Sugiatmo kasmungin 2),
1) Magister Teknik Perminyakan Universitas Trisakti, 2) Pengajar Magister Teknik Perminyakan,
ABSTRAK
Dengan permintaan energy semakin meningkat terutama energy fosill fuel ( oil & gas), maka sangat penting untuk meningkatkan recovery factor dan gas terutama pada fase tertiary ( EOR) . Injeksi polimer merupakan salah satu dari bagian chemical flooding injection( EOR) dapat meningkatkan nilai recovery factor , polimer yang digunakan adalah sintetsis ( add cross) dan biopolymer ( XC-P), Uji yang dilakukan adalah uji larutan ( rheology) dan juga uji fisik batuan dari hasil uji tersebut baru dapat dilakukan core flooding metode untuk mengetahui nilai Rf. Hasil yang didapat dari core flooding penambahan polimer yang paling baik adalah larutan G4 dengan core sintetis T2, dengan niali Rf dari hasil injeksi polimer 0.26 (26 %), mobility ratio 0.25853, XC-P ( G4) memiliiki kestabilan terhadap kenaikan salinitas terutama pada salinitas 15.000 ppm. Untuk core properties T2 memiliki porositas 44%, Ka brine 2.196624 mD, Ka. Polimer 0.926591 mD
Penggunaan polimer sintetis (add cross) dan biopolimer (XC-P) untuk peningkatan Rf minyak sangat tergantung dari rheology larutan yang mengacu pada kondisi resevoar , sedangkan untuk skala laboratorium tergantung dari pemilihan core sampel yang digunakan. Dengan adanya penelitian ini diharapkan dapat menjadi tambahan pengetahuan dibidang chemical flooding khususnya dibidang polimer.
2. STUDI PUSTAKA
Pada penelitian Abrahamsen, 2012, mengambil data dari lapangan norne C – segment (statoil) memiliki nilai Rf 2.2 % dari hasil injeksi polimer dengan metode ASP ( alkali, surfactan, polimer) dengan alkali (0.1 wt%), surfactant (0.5 wt %), polimer (0.05 wt%). Untuk itu pada penelitian saat ini hanya digunakan 1 jenis metode saja yaitu polimer core flooding dengan 2 jenis polimer pada variasi konsentrasi dan salinitas brine, untuk suhu yang digunakan adalah 60°C, serta dilakukan dlam skala laboratorium. Secara garis besar terdapat 2 (dua) uji parameter yaitu 1. Uji rheology larutan dan 2. Uji sifat fisik batuan.
3. METODOLOGI
Metodologi yang digunakan adalah core flooding, adapun tahapan umum yang dilakukan dalam penelitian ini adalah :
1. Uji fisik batuan :
a)Porositas
b)Permeabilitas
2. Uji efek karakteristik (rheology) larutan
a. Shear rate:
b. Permeability Reduction (Rk)
c. Resistance Factor
d. Salinity effect :
e. Polimer Slug
3. Persiapan :
a) Pembuatan core sampel sintetis dan alami;
b)Larutan polimer yang telah lulus uji;
c)Persiapan peralatan core flooding;
4. Core flooding :
a)Core saturasi, dengan menggunakan brine;
b)Injeksi oil, oil saturation;
c)Injeksi brine;
d)Injeksi polimer;
5. Evaluasi core flooding:
a)Pengolahan data dan perhitungan
b)pembahasan
4.DAFTAR PUSTAKA :
1. Abrahamsen, Anders. 2012. Applying Chemical EOR on the Norne Field C-Segment. Thesis,Norwegian University of Science and Technology. June 2012, pp. 1-186.
2. API RP 63. 1990. Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used In Enhanced Oil Recovery Operation. June 1, 1990, pp. 1-86.
3. Gonten, Von, McCain and Wu, Ching H. 1992. Petroleum Engineering 311Reservoir Petrophysics. Course Notes,TEXAS A&M UNIVERSITY, pp. 1-224.
4. Hakim, Adnan Nullah and Dharmawan, Irwan Ary. 2012. Model Aliran Polimer Pada Media Berpori . Lokakarya Komputasi dalam Sains dan Teknologi Nuklir. Oktober 10, pp. 1 -13.
5. Taber, J.J., et al. 1997. EOR Screening Criteria Revisited-Part 2:Applications and Impact of Oil Prices. SPWDOE Improved Oil Recovely Symposium held in Tulsa, Oklahoma,. June 6, 1997, pp. 1-7.
6. winarta, Jeffier, et al. May 2012. Salinity Balance With Non-Polar Brine. Jakarta : Proceedings, Indonesian Petroleoum Association, 36 th Annual convention & exhibition ( IPA 12-SE-058), May 2012.
Semoga bermanfaat dan mohon masukannya sebagai bahan pembelajaran dan memperbaiki diri. Serta mohon maaf jika terdapat kekurangan dalam penelitian ini, kesempurnaan hanyalah milik Tuhan YME.
Pakar geomekanik dan perminyakan Mark Tingay dari Australian School of Petroleum, Universitas Adelaide, Australia, membantah kajian ilmuwan Rusia, Sergey V Kadurin, yang menyimpulkan lumpur Lapindo disebabkan gempa bumi. Menurut Tingay, kajian Kadurin gagal membuktikan bagaimana gempa Yogyakarta bisa memicu semburan lumpur Lapindo.
“Laporan (Kadurin dkk.) tersebut tidak memiliki data riil apa pun, dan data kecil yang mereka tunjukkan itu cacat,” kata Tingay seperti dikutip The Australian, Senin (11/10/2010)
Mark Tingay telah lama mengkaji kasus lumpur Lapindo dan bersama Richard Davies dari Universitas Durham, Inggris, dan sejumlah ilmuwan lain telah mempublikasikan hasil risetnya, “The East Java mud volcano (2006 to present): An earthquake or drilling trigger?)” diterbitkan Earth and Planetary Science Letters 2008. Temuan kajian ini menyatakan lumpur Lapindo dipicu oleh aktivitas pemboran
Temuan tersebut diperkuat lagi dengan kajian baru yang dirilis pada Februari 2010. Dalam “The Lusi mud volcano controversy: Was it caused by drilling?” yang diterbitkan Marine and Petroleum Geology, Februari 2010, itu Tingay dan Davies menunjukkan bukti-bukti baru yang memperkuat kesimpulan bahwa pemicu lumpur Lapindo tak lain adalah kegiatan pemboran
Karena itu, Tingay membantah keras kesimpulan Kadurin yang diumumkan di Jakarta, 1 Oktober lalu, dan mendapat perhatian luas media-media di Indonesia. Bagi Tingay, kajian ilmuwan Rusia itu lemah
“Menurut pendapat saya, berdasarkan kajian-kajian ilmiah yang sudah saya lakukan, gempa tidak bisa memicu semburan lumpur Lapindo. Dan kita 90 persen yakin, bahkan kolega-kolega saya 99 persen yakin, semburan ini terkait dengan kecerobohan pemboran,” ujar Tingay. (ba)
Setelah tahap ataupun preoses pemboran selesai dilakukan maka tahap selanjutnya adalah tahap produksi. Dimana pada tahap ini dibutuh kan kegiatan yang diberi nama “workover” di mana kegiatan tersebut dilakukan untuk meningkatkan produksi sumur atau pun perawatan sumur. Selama workover berlangsung maka kondisi sumur tidak bisa dibiar kan “kosong” madsunya adalah jangan samapai kolom fluida yang sudah ada di sumur berkunrang ataupun tidak seimbang dengan tekanan formasi. Karen bila terjadi ke kosongan fluida atau tekanan formasilebih besar dari pada tekanan hydrostatik maka dapat menyebabkhan kick ataupun yang lebih parah Blow out.
Oleh karena itu kita membutuhkhan sejenis fluida untuk tugas khusus setelah pemboran selesai dilakukan yang dapat mengurangi segala problem sumur. Jawabanya adalah completion fluid.
Completion fluid adalah salah satu driling fluid yang digunakan pada tahap lanjutan setelah pemboran ( produksi dan perawatan sumur ) yang sangat sedikit mengandung padatan atau solid.Fluida ini biasanya digunakan sejenis garam dicampur dengan air ataupun additive tambahan lainya yang digunakan untuk well control. Adapun fungsi dari fluida ini adalah :
Serta beberapa tambahan additive lainya.Komposisi completion Fluid utuk setiap sumur berbeda beda, tergantung dari riwayat sumur ataupun karater sumur. Rheology yang di perhatikan adalah:
1.Densitas (Sg) : berat jenis fluid ini berpengaruh pada tekanan hidristatik jika terlalu ringan dantidak sesuai deng tekanan formasi sumur maka akan bermasalah ( kick, Blow Up).
2.Padatan ( solid) : hal ini harus diperhatikan dala komposisi jng sampai ada solid atau padatan yang besar pada completion fluid, jng sampai completion fluid menjadi jenuh.
3.Volume: Volume yang dipompakan jangan sampai kurang ataupun lebih harus seimbang.
4.Temperatur: temperatur tiap sumur akan berbeda tergantung kedalaman masing masing sumur ( @ Kedalaman + 1°/30ft ), karena dengan penambahahan temperatur ini dapat menyababkhan beberapa perubahan karakter dari completion fluid.
5.Ph (derajat Keasaman) : biasanya pada fluida ini akan bersifat asam atau lebih rendah dari 7 ( netral) sehingga dapat menyebabkan korosi pada alat alat yang digunakan. Sehingga kita menambahkan beberpa aditif untu meningkatkan ph biasanya di gunakan KOH atau tambahan lainya.
Oleh Karena hal tersebut maka sebagai Driling Fluid engineer, di tuntut harus jeli memperhitungkan komposisi untuk completion fluid terutama ketika fluid sudah masuk kedalam sumur yang dapat menyebabkan perubahan karakter fluida dari suhu permukaan ke suhu subsurface.
References :
Mud School materi driling technology, Trisakti University, Jakarta, 2010.
Pemandangan yang tidak biasa terlihat saat memasuki kota Daqing (baca: Taching), sebuah kota kecil di bagian utara China, tepatnya di Provinsi Heilongjiang. Pipa-pipa minyak dan puluhan ribu sumur minyak terlihat ”hidup berdampingan” dengan permukiman, rumah sakit, dan pusat perbelanjaan. Ada sedikitnya 70.000 sumur minyak di kota yang hanya memiliki luas 22,161 kilometer persegi atau separuh dari luas kota Cimahi di Indonesia. Sumur-sumur itu berdekatan lokasinya. Ada yang hanya 3 meter jaraknya. Pompa angguk mendominasi di sumur-sumur minyak tersebut, di samping sumur pompa listrik dan sumur alami yang juga digunakan untuk menyedot minyak dari perut bumi.
Pompa minyak yang mengangguk-angguk tanpa henti seakan menjadi penghias kota. Apalagi semua sumur minyak terlihat bersih dan posisinya tersebar di taman kota, sudut jalan raya, di dekat apartemen, bahkan di halaman mal. ”Penyekat minyak (oil seal) terjaga baik sehingga tidak terlihat ceceran minyak,” tutur Rudi Rubiandini, ahli perminyakan dari Institut Teknologi Bandung, yang bersama Kompas dan Badan Pengelola Minyak dan Gas diundang oleh Petrochina ke Daqing, pertengahan Mei lalu.
Tiang setinggi sekitar 30 meter atau flare stack, alat untuk membakar gas ikutan dari produksi minyak, dan kilang-kilang minyak yang tersebar di pinggiran kota, seakan menjadi hiasan tambahan di kota tersebut.
Meskipun alat perminyakan tersebar di sudut-sudut kota, aktivitas 2,7 juta warga Daqing berjalan seperti biasa. ”Kekhawatiran kecelakaan yang diakibatkan alat-alat perminyakan memang ada. Namun, hal itu bisa dihilangkan karena kami yakin kecelakaan itu dapat dicegah,” ujar Chen Jiu Xin (25), warga Daqing. Keyakinan itu pula yang menjadi pendorong investor tidak ragu membangun pusat perbelanjaan dan apartemen baru yang banyak terlihat di setiap sudut kota Daqing. Tanpa keberadaan bangunan baru itu saja, gedung-gedung bertingkat di kota ini sudah jauh lebih banyak daripada Surabaya, kota terbesar kedua di Indonesia.
”Monitoring alat-alat perminyakan terus kami lakukan setiap hari. Jika terjadi apa-apa, dalam waktu tidak sampai sepuluh menit tim kami sudah ada di lokasi. Keselamatan warga menjadi prioritas,” kata Wakil Direktur Kementerian Pemasaran Petrochina Daqing Oilfield Hou Yunfu meyakinkan keamanan alat-alat perminyakan di Daqing.
Eksploitasi
Beroperasinya alat-alat perminyakan di sudut-sudut kota Daqing ini tidak bisa dielakkan. Sejak eksploitasi tahun 1963 hingga sekarang, kontribusi minyak dari Daqing sangat besar pada total produksi minyak China, atau mencapai 40 persen, dan masih menjadi yang terbesar di China meski sekitar tahun 2000 mengalami penurunan. Sejak tahun 1970, produksi minyak Daqing sekitar 1,4 juta barrel per hari. Namun, sejak tahun 2000, produksi minyak turun menjadi 1 juta barrel per hari.
Dari ladang minyak Daqing ini pula China mampu memenuhi kebutuhan minyak dalam negerinya sejak 1963 hingga 1993. Pada 1993, China terpaksa mengimpor minyak seiring masifnya industrialisasi di China. Meski pada akhirnya terpaksa mengimpor, stabilnya produksi minyak dalam waktu sekian lama di Daqing dinilai sebagai pencapaian luar biasa. Hou Yunfu mengatakan, keberhasilan itu bukan karena banyaknya teknologi baru yang diterapkan, melainkan karena injeksi air yang tepat dan jumlahnya sesuai dengan jumlah minyak yang terkandung di setiap lapisan.
”Sistem ini lebih efektif untuk meningkatkan recovery oil (mengangkat minyak bumi lebih banyak dari perut bumi),” ujar Hou Yunfu. Jumlah recovery oil ini bisa di atas 45 persen. Jumlah itu sekitar 15 persen lebih tinggi daripada rata-rata tingkat recovery oil di Indonesia.
Cara injeksi air ini lebih diutamakan oleh Petrochina meskipun sekarang perusahaan minyak itu sedang mencoba cara lain, seperti penggunaan polimer, alkali, dan busa untuk meningkatkan recovery oil. Penggunaan bahan-bahan ini diperkirakan mampu membuat recovery oil hingga 70 persen. Recovery oil menjadi cara tersisa
untuk mempertahankan produksi minyak di Daqing saat ini. Pengeboran baru tidak menjadi pilihan karena biaya yang dikeluarkan tidak lagi sebanding dengan minyak yang diperoleh seiring terus menyusutnya cadangan minyak dalam tanah. Rudi Rubiandini mengatakan, analisis data yang kuat, meskipun pengerjaannya terbilang rumit dan butuh keuletan, menjadi kunci keberhasilan stabilnya produksi minyak dan tingginya recovery oil. ”Ladang-ladang minyak di Indonesia yang menurun produksi dan recovery oil- nya rendah bisa mencontoh yang berhasil dilakukan China,” ujarnya.
Stabilkan produksi
Keberhasilan menstabilkan produksi di Daqing menjadi bukti pekerja tambang di Daqing saat ini bisa meneruskan kerja keras yang dilakukan para pekerja tambang di Daqing saat pengeboran pertama kali tahun 1960. Kerja keras untuk melepaskan China dari krisis minyak. Saat itu minyak yang diproduksi di China hanya mampu memenuhi 40 persen dari kebutuhan dalam negeri. Ribuan pekerja tambang saat itu mampu menambang minyak di Daqing saat keterbatasan modal, alat berat, suplai air, suhu udara yang dingin, dan minimnya pengalaman menjadi kendala utama. Semua diatasi dengan modal utama, semangat!
Ketiadaan mesin derek untuk mengangkut alat-alat pengeboran seberat lebih dari 60 ton dapat mereka atasi dengan mengangkut bagian demi bagian alat pengeboran itu dari kereta api ke lokasi pengeboran. Ketiadaan saluran air, mereka atasi dengan mengangkut air dari kolam yang tertutup es, yang berjarak sekitar 1 kilometer dari lokasi pengeboran. Semangat ini kian menguat tatkala mereka melihat Wang Jinxi berupaya mengontrol blow out (minyak bertekanan tinggi dan tidak terkontrol dari dalam sumur).
Dia masuk ke kolam lumpur pengeboran dan dengan tangan serta kakinya mengarahkan semen bercampur tanah untuk menutup blow out. Dia mencegah blow out meruntuhkan alat pengeboran setinggi 20 meter yang telah susah payah dibangun. Tindakannya ini menjadikan Wang Jinxi sebagai salah satu pahlawan di China. Dia kemudian disebut manusia besi (iron man). Kisah perjuangannya diceritakan ke seantero negeri. Film tentang perjuangannya dan manusia besi lainnya di Daqing pun dibuat. Sampai sekarang, kisah perjuangan itu terus ”diwariskan” kepada generasi muda China.
Tidak sampai akhir tahun 1960, pengeboran di Daqing telah membuahkan hasil. Minyak dikirim ke sejumlah kota di China. Selang tiga tahun kemudian, atau tahun 1963, China sudah bisa memenuhi semua kebutuhan minyaknya akibat besarnya pasokan minyak dari Daqing.
Keberhasilan dari generasi awal ”manusia besi” inilah yang kemudian disebut ”Semangat Daqing” yang terus memotivasi generasi manusia besi berikutnya. Generasi penerus manusia besi tidak hanya mampu mempertahankan produksi minyak Daqing untuk sekian lama, tetapi juga mampu memproduksi dan menjual alat-alat untuk pengeboran ke luar China.
Perusahaan Powerlift, yang didirikan sejak 1981 sebagai contoh, sekarang mampu memproduksi sekitar 5.000 pompa turbin dan pompa spiral setiap tahunnya. Kedua pompa ini telah dijual dan digunakan di ladang minyak di Amerika Serikat, Sudan, Arab Saudi, bahkan di Indonesia.
Kedua jenis pompa produksi Powerlift yang
memiliki pabrik di Daqing dan Shanghai ini mampu bersaing dengan pompa sejenis produksi perusahaan Reda dan Centrilift, dua perusahaan di AS yang selama ini menguasai pasar penjualan pompa turbin dan pompa spiral. ”Perhatian yang besar pada produksi alat-alat pengeboran berkaca pada menurunnya produksi minyak dalam negeri. Ini bisa menjadi industri pengganti saat minyak tidak tersisa lagi di China,” ujar Asisten Presiden Perusahaan Powerlift Yun Jingtao.
”Manusia-manusia besi” muda itu pula yang mampu membawa alat perminyakan mereka beserta pengetahuan dan teknologi yang dimiliki untuk mengebor minyak di negara lain tatkala kandungan minyak di China kian menipis. Petrochina, satu dari tiga perusahaan minyak China, telah beroperasi di 26 negara, termasuk Indonesia salah satunya. Semangat Daqing yang muncul 50 tahun yang lalu tetap lestari hingga sekarang, mencetak ”manusia-manusia besi” baru di China. Adakah ”manusia besi” serupa muncul di Indonesia?
BP Pledges $500 Million for Independent Research into Impact of Spill on Marine Environment
Release date: 24 May 2010
BP today announced a commitment of up to $500 million to an open research program studying the impact of the Deepwater Horizon incident, and its associated response, on the marine and shoreline environment of the Gulf of Mexico .
"BP has made a commitment to doing everything we can to lessen the impact of this tragic incident on the people and environment of the Gulf Coast . We must make every effort to understand that impact. This will be a key part of the process of restoration, and for improving the industry response capability for the future. There is an urgent need to ensure that the scientific community has access to the samples and the raw data it needs to begin this work," said Tony Hayward, BP's chief executive.
The key questions to be addressed by this 10-year research program reflect discussions with the US government and academic scientists in Washington DC last week. BP will fund research to examine topics including:
Where are the oil, the dispersed oil, and the dispersant going under the action of ocean currents?
How do oil, the dispersed oil and the dispersant behave on the seabed, in the water column, on the surface, and on the shoreline?
What are the impacts of the oil, the dispersed oil, and the dispersant on the biota of the seabed, the water column, the surface, and the shoreline?
How do accidental releases of oil compare to natural seepage from the seabed?
What is the impact of dispersant on the oil? Does it help or hinder biodegradation?
How will the oil, the dispersed oil, and the dispersant interact with tropical storms, and will this interaction impact the seabed, the water column and the shoreline?
What can be done to improve technology:
To detect oil, dispersed oil, and dispersant on the seabed, in the water column, and on the surface?
For remediating the impact of oil accidently released to the ocean?
BP already has ongoing marine research programs in the Gulf of Mexico . Building on these, BP will appoint an independent advisory panel to construct the long term research program. Where appropriate, the studies may be coordinated with the ongoing natural resources damages assessment. The program will engage some of the best marine biologists and oceanographers in the world. More immediately, a baseline of information for the long term research program is needed. A first grant to Louisiana State University will help kick start this work.
"LSU has a significant amount of experience in dealing with the oil and gas industry and deep knowledge pertaining to the Gulf of Mexico across numerous topical disciplines. The first part of the program is about obtaining and analyzing samples and assessing immediate impacts. Other areas of importance will emerge as researchers become engaged and the potential impacts from the spill are better understood," said Professor Christopher D'Elia, Dean of the School of the Coast and Environment.
Subsequent awards will be controlled by the independent advisory board.
Notes to editors:
BP has been collaborating with the Scripps Institution of Oceanography since 2004 in a program aimed at gaining a better understanding of the environment and hazards in oceans, including marine electromagnetic research. The focus of oceanography efforts has been loop currents in the Gulf of Mexico .
In 2008, as part of the Deepwater Environmental Long-term Observatory System (DELOS), BP installed the world's first system designed to monitor deep-sea marine life. DELOS is supported by Texas A&M in Galveston , Scripps Institution of Oceanography, Monterey Bay Aquarium Research Institute, University of Aberdeen , National Oceanography Centre in Southampton and the University of Glasgow .
Release date: 24 May 2010
BP today provided an update on developments in the response to the MC252 oil well incident in the Gulf of Mexico .
Subsea Source Control and Containment
Subsea efforts continue to focus on progressing options to stop the flow of oil from the well through interventions via the blow out preventer (BOP) and to collect the flow of oil from the leak points. These efforts are being carried out in conjunction with governmental authorities and other industry experts.
Plans continue to develop a so called “top kill” operation where heavy drilling fluids are injected into the well to stem the flow of oil and gas and ultimately kill the well. Successfully killing the well may be followed by cement to seal the well. Most of the equipment is on site and preparations continue for this operation, with a view to deployment in a few days.
This is a complex operation requiring sophisticated diagnostic work and precise execution. As a result, it involves significant uncertainties and it is not possible to assure its success or to put a definite timescale on its deployment.
Drilling of the first relief well, which began on May 2 continues as does drilling of a second relief well, begun on May 16. Each of these wells is estimated to take some three months to complete from the commencement of drilling.
Work goes on to optimise the oil and gas collected from the damaged riser through the riser insertion tube tool (RITT). The collection rate continues to vary, primarily due to the flow parameters and physical characteristics within the riser.
In the period from May 17th to May 23rd, the daily oil rate collected by the RITT has ranged from 1,360 barrels of oil per day (b/d) to 3,000 b/d, and the daily gas rate has ranged from 4 million cubic feet per day (MMCFD) to 17 MMCFD.
In the same period, the average daily rate of oil and gas collected by the RITT containment system at the end of the leaking riser has been 2,010 barrels of oil per day (BOPD) and 10 MMCFD of gas. The oil is being stored and gas is being flared on the drillship Discoverer Enterprise, on the surface 5,000 feet above.
The RITT remains a new technology and both its continued operation and its effectiveness in capturing the oil and gas remain uncertain.
The US Government has appointed a flow rate technical team (FRTT) to determine the well flow rate. The FRTT includes the US Coast Guard, NOAA, MMS, Department of Energy and the US Geological Survey. BP will continue to promptly provide all information necessary to make as accurate an assessment as possible of the rate of flow.
Surface Spill Response and Containment
Work continues to collect and disperse oil that has reached the surface of the sea. Over 1,100 vessels are involved in the response effort, including skimmers, tugs, barges and recovery vessels.
Intensive operations to skim oil from the surface of the water have now recovered, in total, some 243,000 barrels (10.2 million gallons) of oily liquid. The total length of boom deployed as part of efforts to prevent oil reaching the coast is now nearly 2.5 million feet, including over 730,000 feet of sorbent boom.
In total, over 22,000 personnel from BP, other companies and government agencies are currently involved in the response to this incident. So far 23,000 claims have been filed and 9,000 have already been paid.
The cost of the response to date amounts to about $760 million, including the cost of the spill response, containment, relief well drilling, grants to the Gulf states, claims paid and federal costs. It is too early to quantify other potential costs and liabilities associated with the incident.
The Riser Insertion Tube Tool involves inserting a four-inch diameter tube into the Horizon’s riser (21-inch diameter pipe) between the well and the broken end of the riser on the seafloor in 5,000 feet of water
The insertion tube would be connected to a new riser to allow hydrocarbons to flow up to the Transocean Discoverer Enterprise drillship located on the surface. The oil will be separated and then safely shipped ashore.
The insertion tube device is now on location and is in the process of being prepared for installation.
This system was designed to minimize the formation of gas hydrates at 5,000 feet below the surface. Gas hydrates – similar to ice crystals – thwarted an earlier attempt to divert the flow of oil through a larger subsea containment dome.
The riser insertion tube will also have methanol injection to prevent the formation of gas hydrates in the ultra-deepwaters. The MMS and the Unified Area Command have approved use of methanol injections in this system.
In addition, the new riser will be heated with sea water to promote the flow of oil from the ocean floor to the drillship above. This is a commonly used practice in ultra-deepwater production because the temperatures at these water depths tend to stymie the flow of oil.
The operation is complex and has not been done before at such depths.
How it works
The insertion tube is a five foot long steel pipe about four inches in diameter with specially designed rubber baffles. The tube will be inserted into the Horizon’s riser to provide a direct connection.
The direct connection, combined with the injection of methanol, will minimize the formation of hydrates that could block the flow of hydrocarbons.
The riser insertion tube will be installed about 600 feet from the wellhead.
The insertion tube will be connected to a 5,000 foot riser that will convey the hydrocarbons to the Transocean Discoverer Enterprise drillship on the surface.
Once in place, oil will flow up into the Enterprise ’s riser to the surface.
Once at the surface, the hydrocarbons will be processed and oil will be separated from water and gas. The oil will then be temporarily stored before being offloaded and shipped to a designated oil terminal onshore.
The Enterprise is capable of processing 15,000 barrels of oil per day and storing 139,000 barrels.
A support barge will also be deployed with a capacity to store 137,000 barrels of oil.
What's next
This riser insertion tube is on site and is being prepared for installation in the next few days.
ROVs will assist in the installation and connections to the riser (tubing) back to the surface.
Produksi pasir di sumur-sumur minyak (MIGAS) di lapangan banyak dijumpai dari lapisan frack pack batu pasir kedalaman dangkal sampai yang dalam. Produksi pasir ini sangat sensitif karena tergantung dari kecepatan rate produksi, biasanya pada kecepatan tertentu pasir tidak akan terproduksi. Tetapi menjadikan sumur tidak ekonomis.
Latar Belakang
Masalah produksi pasir banyak dijumpai pada lapangan-lapangan minyak bumi dari lapisan batu pasir produktif dikedalaman dangkal sampai yang dalam. Produksi pasir mulai terjadi jika stress yang dialami formasi telah melebihi kekuatan formasi batuan, kekuatan formasi batuan ini yang merupakan kekuatan alami material sementasi batuan dalam menjaga kesatuan butiran – butiran batu pasir dalam formasi selain adanya gaya kohesi dari “Immobile Formation Water/Fenida”. Stress yang dialami oleh butiran-butiran batuan pasir antara lain dapat berupa gaya tektonik, tekanan over burden, tekanan dari perubahan stress akibat pemboran, serta adanya gaya dorong oleh fluida produksi.
Produksi pasir sempat sensitif terhadap kecepatan rate produksi dan pada kecepatan tertentu dimana pasir tidak akan terproduksi kondisi turunnya kecepatan produksi tersebut bisa menjadikan sumur tidak ekonomis jika pasir formasi mudah terproduksi hanya dengan gerakan fluida/rate yang sangat lamban sekalipun. Pada formasi batu pasir bersifat unconsolidated material penyemen butiran-butiran pasir, pada umumnya berupa lempung halus (de tritaloag) dan yang hampir tidak memberikan kekuatan untuk mampu bertahan melawan berbagai stress formasi, sehingga pasir akan terproduksi mulai dari awal sumur dikomplesi. Formasi batu pasir yang lebih kokoh (competent) mungkin tidak memproduksikan pasir pada awal produksi namun setelah masa produksi tertentu mulai terjadi produksi pasir. Hal ini bisa dipahami bahwa dengan turunnya tekanan reservoir maka tiap-tiap butiran pasir akan memakan beban tekanan over burden yang makin besar yang kemudian berakibat meningkatnya stress antar butiran hingga melampaui kemampuan material penyemen didalam formasi batu pasir tersebut.
Masalah kepasiran pada sumur-sumur produksi akan menjadi sangat serius manakala mulai memproduksikan air. Alasan-alasan yang dapat diterima mengenai hal ini antara lain :
Menaikkan produksi fluida total untuk tetap menjaga harga rate produksi minyak dan gas bisa berakibat membesarnya gaya dorong disepanjang aliran fluida di dalam formasi.
Membuat gangguan terhadap gaya kohesi ketika fasa air mulai bersifat “ Mobile “.
Gaya dorong fluida membesar dengan adanya dua fasa fluida yang sekaligus bergerak / mengalir serta naiknya harga mobilitas fasa fluida pembasah (wetting phasa).
Terjadi pelarutan atau pelunakan material penyemen batu pasir.
Tentu harus dipikirkan upaya optimal untuk tetap dapat memproduksikan fenida hidrokarbon hingga dengan rate tertentu hingga batas-batas dimana sumur masih di kategorikan ekonomis.
Demikian halnya dengan lapangan-lapangan migas yang diduga memiliki potensi “masalah kepasiran” jika dikembangkan perlu dilakukan kajian yang mendalam dengan mengaitkan beberapa metoda dan dasar-dasar geoscience agar diperoleh alasan-alasan yang kuat untuk memutuskan aplikasi teknologi komplesi serta program-program perawatan sumur.
Metoda Identifikasi Sand
Untuk mengidentifikasi jenis pasir formasi perlu dikumpulkan berbagai bukti dan data yang berkaitan dengan formasi batu pasir tersebut. Informasi yang terbaik adalah dari batu inti (Core) yang diambil dari tiap lapisan kedalaman batu pasir, namun tidak jarang bahwa core yang diambil tidak bisa mewakili sifat lapisan batu pasir yang sebenarnya. Oleh karena kesalahan-kesalahan melakukan coring, terutama pada lapisan batu pasir lepas (Unconsolidated Sands).
Juga lakukan monitoring terhadap konsentrasi pasir, monitoring terhadap konsentrasi pasir yang diproduksikan bersama dengan fluida produksi. Cara ini dapat membedakan jenis pasir dengan kategori atau type “quicksand” jika produksi pasir relatif konstant, “Partially Consolidated” bila produksi sand yang ditampung terjadi funktuasi, dan dikategorikan sebagai pasir “Suiable” bila konsentrasi pasir terproduksi menurun bertahap hingga minimum.
Metoda analisa log sumuran dapat pula dilakukan untuk mengenali kekuatan relatif dari tiap lapisan pasir, namun perlu diketahui bahwa beberapa type lapisan pasir yang berbeda dapat ditemui dibawah permukaan melalui hasil rekam log sumuran tersebut. Pada saat dapat dijumpai produk-produk analisa rekam sumuran yang dikhususkan untuk identifikasi sifat-sifat mekanik batuan pada lapisan yang ditembus.
Bahkan juga dapat dilakukan pekerjaan “Well Core Image” yang mampu menangkap kenampakan (Feature) batuan yang ditembus untuk lebih mengenali karakteristik inisitas stress batuan.
Untuk dapat memberikan pertimbangan mengenai desain sand control yang sesuai bagi type batu pasir lapisan berpotensi pasiran, maka dilakukan analisa-analisa sebagai berikut :
1. Analisa Ayakan Butiran.
2. Analisa Tingkat Stabilisasi Clay.
3. Analisa Kelarutan Asam.
4. Analisa Compabilitas Fluida.
5. Test Porositas dan Permeabilitas.
6. Analisa Wetabilitas.
Ad. 1) Analisa Ayakan Butiran.
Analisa Ayakan Butiran batu pasir dari sample yang benar-benar dapat mewakili interval lapisan batu pasir (sample perfoot) untuk mengetahui distribusi ukuran butiran batu pasir sedemikian sehingga dapat memberikan ukuran gravel site yang tepat atau pun ukuran spasi screen yang optimum. Sehingga didapatkan hasil minimasi pasir terproduksi atau menghentikan sama sekali produksi pasir yang mungkin terjadi, namun tujuan produksi fluida reservoir tetap terjaga.
Ad. 2) Analisa Tingkat Stabilisasi Clay.
Hadirnya Clay dalam satuan batu pasir mempunyai pengaruh besar terhadap keefektifan penanganan control pasir. Antara lain dengan mengetahui type Clay, konsentrasi serta kandungan Clay dalam matrik maupun pori batuan. Analisa Clay ini biasanya dilakukan dengan menggunakan “X-ray Diffraction Analisis” untuk menentukan tipe dan jumlah tiap Clay yang ada.
Ad. 3) Analisa Kelarutan Asam.
Uji kelakuan sampel batu pasir terhadap asam perlu dilakukan agar pada pekerjaan keasaman untuk tujuan pembersihan daerah sekitar sumur akibat kerusakan oleh lumpur pemboran cukup efektif tanpa merusak matrik batuan. Jadi perlu dianalisa untung – ruginya pengasaman.
Ad. 4) Analisa Kompatibilitas Fluida.
Berbagai aditif dan bahan kimia yang akan dipakai untuk penanganan sumur perlu diuji kecocokannya agar tidak menimbulkan kerusakan-kerusakan pada formasi yang produktif. Seperti test emulasi, korosi.
Ad. 5) Uji Porositas dan Permeabilitas.
Uji ini dapat digunakan untuk mengetahui adanya indikasi permasalahan Clay, selain untuk menentukan analisa kerja pengasaman dan kontrol pasir.
Ad. 6) Analisa Wetability.
Walaupun pada umumnya pasir bersifat water wet, namun perlu dilakukan verifikasi dilaboratorium. Jika ternyata mempunyai sifat oil wet, maka akan menimbulkan permasalahan jika dilakukan “Plastic Treatment”. Kepastian sifat pembasahan batu pasir ini juga sangat diperlukan untuk desain kontrol pasir.
Cara-cara penanganan masalah pasir tersebut diatas merupakan cara yang telah dilakukan pada umumnya.PENANGANAN MASALAH PROBLEM PASIR SECARA KHUSUS.“METODA YIELD ENERGY APPROACH”.TEKNIK PENANGGULANGAN PROBLEM KEPASIRAN
SUMUR-SUMUR PRODUKSI MIGAS DI PERTAMINA
Dari beberapa data lapangan, bahwa problem produksi yang sering dialami mempengaruhi laju produksi sumur adalah problem kepasiran beberapa cara teknik yang digunakan untuk menanggulangi problem kepasiran tersebut antara lain :
1. Sand Clean Up
Dikerjakan dan dilaksanakan untuk sumur-sumur yang mengalami problem kepasiran dengan “Field Up Rate” (kecepatan pasir menutupi lubang sumur) yang paling rendah dan hanya mengganggu laju produksi secara berkala, karena lubang perforasi tertutup oleh pasir atau lempung.
Teknik dan peralatan yang dapat diaplikasikan untuk Sand Clean Up adalah :
a. Sand Bailer / Sand Pump
Dimana alat ini berbentuk barrel yang dirangkai dengan tubing dan dimasukkan ke dalam lubang sumur dengan rangkaian tubing atau wire line dan sampai kedalaman yang diinginkan dan setelah barrel penuh berisi pasir, rangkaian tubing / wire line diangkat ke permukaan, selanjutnya pasir dibersihkan di permukaan, begitu seterusnya sampai tinggi pasir dibawah lubang perforasi. Semua operasi cabut masuk rangkaian tubing dan wire line menggunakan work over rig.
Estimasi biaya :
Work Over Rig Rp............ X 7 hari kerja US$
SDM
Completion Fluid :......................... US$
Total :......................... US$
b. Clean Up Sand
Membersihkan pasir dengan menggunakan rangkaian tubing atau coil tubing, dimana water gel di pompakan / disirkulasikan ke dalam lubang sumur sampai tinggi pasir dibawah tinggi lubang perforasi. Operasi tersebut menggunakan work over rig atau tubing unit.
Estimasi biaya :
Form Chemical
Work Over Rig
Personel
Total
Contoh kasus:
Dengan coil tubing unit
Coil tubing US$ 35,000
Chemicals US$ 500
Personnel US$ 2,000
Total US$ 37,500
c. Vacum Clean Sand
Dikerjakan dengan menggunakan Coil Tubing Unit (CTU) yang diujung coil tubing dipasang “Vacum Tool” yang dikoneksikan dengan Dual String Coil Tubing (diameter 2.375” dan 1.25”), dimasukkan kedalam sumur dan dipompakan fluida water gel / fresh water melalui coil tubing menghasilkan efek jetting di “Vacum Tool” yang menghisap pasir dan mengalir ke permukaan melalui anmulus CT – CT.
Estimasi Biaya :
Seandainya menggunakan Coil Tubing Unit :
Coil Tubing Unit US$ 35.000
Chemicals US$ 500
Personnel US$ 2.000
Additional Charge US$ 2.000
Total US$ 39.500
2. Sand Consolidation
Dikerjakan untuk sumur-sumur yang mengalami kepasiran dengan “Fill Up Rate” yang cepat / tinggi dan dapat merusak peralatan produksi (obrasive). Seperti pompa, tubing, drifice dll, sehingga laju produksi tidak optimum bahkan sumur tersebut tidak dapat berproduksi lagi.
Peralatan yang digunakan untuk sand consolidation adalah :
a. Screen / Slotted Liner, menggunakan screen yang ditempatkan I depan perforasi untuk mencegah dan manyaring pasir dari lubang perforasi. Ukuran lubang dari screen ditentukan oleh analisa butiran (sleve analisis) dari pasir produksi.
Estimasi biaya
Workover Rig US$.
Screen Liner / m US$
Total US$
b. Gravel Pack, menggunakan gravel (pasir) yang ditempatkan di anmulus antara screen dan perforated casing, dengan cara dicampur dengan water gel dan dipompakan melalui gravel pack tool. Ukuran butiran dari butiran gravel tersebut ditentukan oleh analisa butiran (Sieve Analisis) dari pasir yang terproduksi.
Estimasi biaya
Pompa dll
Chemicals
Personel
Total
c. Sand Resin Coated, menggunakan pasir / gravel yang ditempatkan di formasi dengan cara dicampur dengan water gel dan dipompakan masuk ke dalam formasi dan di aktifkan resinnya dengan menggunakan activator.
Estimasi biaya
Pompa dll
Chemicals Resin
Personel
Total
3. Sand Fracturing
Dilakukan untuk mengatasi sumur-sumur yang mengalami problem selain kepasiran juga mengalami problem kerusakan formasi (Formastion Damage) mis scale, filtrate lumpur/bonding semen jelek atau dikarenakan permeabilitas batuan yang rendah. Teknik dan peralatan yang dibutuhkan untuk sand frac adalah :
A. Frac Pack
Menggunakan fracturing unit yang digunakan untuk menempatkan pasir / gravel di formasi dan di screen-screen casing perforated anmulus, dengan cara memompakan pasir yang dicampur dengan water gel melewati gravel pack tool (Square Position) pada tekanan diatas tekanan rekam formasi, setelah jumlah pasir sesuai dengan fracturing program atau mengalami screen out. Gravel Pack Tool di set pada posisi (Circulated) dan di lanjutkan dengan memompakan pasir sampai kondisi pack di anmulus screen-casing tercapai.
Estimasi biaya :
Pompa
Chemicals, pasir
Personel
Total
B. Damage Frac
Menggunakan pasir / gravel yang ditempatkan di formasi dengan cara dicampur dengan water gel dan dipompakan dengan fracturing unit pada tekanan diatas tekanan formasi. Dengan terisinya formasi dengan pasir yang butirannya lebih homogen dan permeabilitasnya diharapkan formasi mengalami kenaikan permeabilitas dan mengalami stabilitas formasi yang lebih baik sehingga pasir tidak terproduksi ke lubang sumur.
Sumber :
1. Dwijono, Ir. Mustofa."Petunjuk Praktis Menanggulangi Problem Sand Di Lapangan PERTAMINA dan Meningkatkan Produksi".2004.
2. Diktat Kuliah Teknik Pemboran II, Jurusan Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti, 2001. 3. Sumantri. R. Buku Pelajaran Teknik Resevoir. Fakultas Technology Kebumian dan Energy. Universitas Trisakti. Jakarta. 1998.
Indonesian Rupiah Exchange Rate
