Perpustakaan Digital ITB

Salah satu isu yang berkaitan dengan aliran gas yang tinggi adalah masalah kepasiran yang terjadi di formasi yang tak terkonsolidasi. Berhubungan dengan isu tersebut, untuk mengembangkan reservoir gas yang dangkal di Delta Mahakam, diperlukan biaya penyelesaian sumur yang lebih efektif untuk menangani masalah kepasiran yang terjadi di multi layar reservoir dan pasir yang tak terkonsolidasi. Multi Zone Single Trip Gravel Pack (MZ-STGP) telah diaplikasikan di sebagian besar sumur gas di Mahakam, tetapi metode ini memiliki beberapa masalah teknikal dalam hal jarak dan jumlah zona, deviasi sumur dan pemompaan gravel. Hal ini mengakibatkan perlunya suatu teknik penyelesaian sumur yang lebih efektif dalam menangani masalah kepasiran reservoir zona dangkal. Metode Lean Six Sigma telah membantu dalam hal identifikasi kecacatan sand control sebelumnya dan memilih metode penanganan yang terbaik. Melalui investigasi Lean Six Sigma, cased hole ceramic sand screen telah terpilih sebagai metode sand control terbaik dalam penanganan masalah kepasiran. Mode free hanging telah dipilih sebagai metode instalasi yang sederhana dan cepat di sumur gas lapangan Tunu. Ceramic screen digantung di SSD dan SSD juga akan menjadi jalur dari produksi gas. Terdapat dua zona yang telah dilengkapi ceramic screen, dengan spesifikasi 12 gauge slot opening (300 micron ukuran mesh) dan 10 ft panjang screen. Dengan menggunakan ceramic screen, hal ini akan mempermudah desain penyelesaian sumur karena menghapus stimulasi gravel pack sekaligus mengurangi keseluruhan biaya sumur. Dalam hal teknikal, tidak ada pasir yang teramati di permukaan selama fasa produksi untuk kedua zona. Dari hasil analisis, skin yang terbentuk akibat pemasangan ceramic screen adalah sekitar 13 dan 71 untuk zona 1 dan 2. Real gas pseudopressure digunakan dalam studi ini untuk mengkalkulasi skin. Dengan mengontrol tekanan bawah sumur, nilai skin yang dihasislkan ini seharusnya dapat berkurang dengan tetap mempertahankan aliran gas yang optimum. Strategi optimisasi produksi akan dilakukan menggunakan rule of thumb 40-70% dari AOFP dan divalidasi dengan metode optimisasi produksi di sumur gas oleh Dawud et al. Untuk zona 1, produksi gas optimum berada pada rentang 1,3 – 2,55 MMSCFD dengan mengatur tekanan bawah sumur sebesar 800 – 1.150 psia dengan menghasilkan skin sebesar 10-13. Untuk zona 2, produksi gas optimum berada pada rentang 0,96 – 1,68 MMSCFD dengan mengatur tekanan bawah sumur sebesar 1.150 – 1600 psia dengan menghasilkan skin sebesar 52 – 67.