Select Page

Remedial cementing mengacu pada penyemenan ulang yg ‘terpaksa’ dilakukan karena hasil bonding semen yg jelek setelah dilakukannya primary cementing pada casing. Disimpulkan jelek, setelah melihat hasil logging CBL-VDL di zona yg akan diperforasi–terutama CBLnya–ternyata nilainya > 40mV. Namun jika nilai CBLnya 10mV berarti sdh bagus bonding semennya, tidak perlu lagi dilakukan remedial, apalagi jika nol atau sekitar 5 mV. Bagaimana jika nilainya berada di antara 10-40 mV ?
Rembug-kan dg wellsite geologist, bagaimana dengan nilai bonding yg ada. Biasanya tiap company beda2 jg, ada yg 20-30mV go ahead aja….ada yg max 20 mV, lebih dr itu wajib remedial.
Oya, semua angka2 CBL di atas, hrs selalu dikroscek dg hasil VDL juga.


Tanya – m_asyri_n_h
 
Dear milis member,

Saat ini saya bekerja untuk support well intervention di salah satu psc milik perancis. Yang saya mau tanyakan:

1. Apakah ada psc lain yang masih melakukan remedial cementing (cementing di annulus tubing-casing), yang tujuan nantinya adalah perforate zone yang di-cemen tadi, untuk kemudian diproduksi ?

2. Kalau memang ada, saya mau sedikit brainstorming dan bertanya. Di tempat saya saat ini, panjang cement interval minimum yang harus di-place di annulus adalah 50 m (mengacu kepada Company Rules dari PSC tersebut; for the shake of barrier as safety reason). Kalau ada dari rekan-rekan yang bisa share mengenai mengapa harus 50 meter ini (atau mgkn kurang atau lebih), apa dalilnya dari sudut pandang international standard, saya mohon pencerahannya. Bagi yang tahu standar dari perusahaan lain juga, boleh lah saya mohon sharingnya.

Tanggapan 1 – Mufti Ghazali

Untuk cementing liner menurut saya tergantung jenis kompaksi formasi itu
sendiri, selama ini untuk sumur sumur minyak yang saya tangani untuk liner
selalu dilakukan primary cementing, bila hasil cement bond log mengindikasikan adanya trayek kosong maka dilakukan remedial squeeze cementing dengan harapan trayek tersebut tertutup sehingga saat produksi nantinya tidak terjadi wash out.
Kecuali untuk liner pada geothermal yang hanya menggunakan liner hanger pada production slotted liner mengingat zona produksi pasti merupakan daerah loss.
Saya kurang mengerti ‘cement interval minimum’ tapi bila maksud anda adalah ‘minimum plug height’ panjang plug tersebut minimum 150 feet atau approx 50 meter karena untuk menghindari cement plug failure seperti rope ataupun fall yang disebabkan kontaminasi oleh fluida dalam sumur itu sendiri, dengan panjang plug cement 150 feet, dalam worst case cementing plug job maka 50 feet lower plug di anggap daerah kontaminasi, 50 feet body plug di anggap solid cement plug (safe), dan 50 feet upper plug di anggap daerah kontaminasi, meskipun jarang sekali ada kontaminasi setebal 50 feet, kecuali untuk sumur directional dan horizontal.

Tanggapan 2 – Elwin Rachmat

Coba tanya kepada cementing service Co, berapa tinggi semennya yang terbaik agar dapat menahan tekanan reservoir. Jangan sampai tekanan di casing annulus membuat tubing collaps, dan harus dilakukan work over yang biayanya sampai jutaan dollar.
Tanya juga kepada Perforation service co span analysis dari perforator yang terbaik. Kalau perforation tunnel tidak dapat mencapai reservoir, semuanya bisa jadi sia sia.

Placing semen menjadi hal yang kritis sehingga memerlukan persiapan dan penghitungan waktu operasi yang teliti. Tubing bisa di lubangi dulu dengan wireline tubing perforator (elektric wireline tubing puncher lebih mahal, tapi kemungkinan jadi fishnya lebih kecil).
Kemudian snubbing unit dengan macaroni string yang dilengkapi dengan seal locator yang nantinya ditempatkan pada kedalam safety valve nipple, dapat diturunkan untuk mencoba apakah bisa dilakukan sirkulasi dari tubing ke casing annulus. Bila bisa sirkulasi, bagus. Bila tidak (yakinkan tubing annulus bagus dengan uji tekanan, jadi tidak ada kebocoran pada seal locator) ulangi pengerjaan diatas pada kedalaman yang lebih dangkal, mudah mudahan kali ini lubang di tubing berada diatas sedimen yang terdapat di casing annulus. Bila reservoir dibawah harus di abandon, lakukan abandonment through tubing. Bila tidak lakukan isolasi sementara. Biasanya isolasi sementara bisa dilakukan dengan memasang wireline plug (dengan no go saja tanpa look karena biasanya tekanan reservoir di bawah sudah cukup depleted), dan drop pasir agar wireline plug tidak tersemen.
Sekarang penyemenan dapat dilakukan dengan aman dengan snubbing unit dengan menggunakan seal locator. Segera lakukan reverse out semen dan pull out macaroni string segera, jangan sampai macaroni string terjepit semen ( jangan ditunggu sampai keesokan hari, lemburkan snubbing unit bila perlu). Sebelum penyemenan lakukan penghitungan waktu agar macaroni string sudah bisa keluar dari sumur pada hari yang sama. Cement setting time juga harus dilakukan. Sesudah itu perforasi dapat dilakukan dengan sebelumnya menyiapkan under balance pressure yang diperlukan. Start sumur dengan gas lift. Pengambilan isolasi sementara dapat dilakukan pada saat yang dibutuhkan.

Saran saya sering seringlah ke workshop dan well service units dan diskusikan semua kesulitan operasi dengan company man dan service companies.
Salam saya kepada teman teman disana.

Uph, rasanya seperti kemarin, padahal sudah 12 tahun saya tidak melakukannya.

Tanggapan 3 – m_asyri_n_h

Well done and very comprehensive, penjelasan dari pak mufti dan pak elwin.

Saya jadi banyak nambah ilmunya nih, alhamdulillah.
Untuk pak mufti,
yup.. Anda benar bahwa minimum cement interval yg saya maksud itu adalah minimum plug height yang akhirnya saya mengerti filosofi dari 50 meter (sekitar 150 feet) itu. Terima kasih atas penjabarannya pak.

Pak elwin,
InsyaAllah saya akan sampaikan salam anda ke rekan-rekan di delta mahakam (hery setyawan, hendy wismayandi adalah hirarki saya saat ini). Sejujurnya saya juga sudah membaca beberapa buah karya anda dalam bentuk paper mengenai remedial cementing ini, di lokasi yg sama tempat saya saat ini, handil.
So, untuk step by step programnya, insyaAllah juga sudah sesuai dengan kaidah yang bapak instruksikan. Hanya memang, saya agak sedikit terlambat untuk mengetahui filosofi dasar dari company rules.
Btw, untuk tubing puncher, saat ini kita juga sedang mencari alternatif yg lebih murah tetapi reliable, dengan menggunakan slickline (instead of electricline), hanya saja memang perlu di-ases lagi mengenai resikonya (in case of stuck atau premature punch).

Terima kasih banyak atas sharing ilmunya bapak-bapak 🙂

Tanggapan 4 – Elwin Rachmat

Tidak ada tahayul atau mitos dalam profesi kita. Semua ada teori/rumus atau empirisnya.
Silahkan pelajari, evaluasi dan kembangkan untuk meningkatkan kompetensi dan end result.

Tanggapan 5 – Administrator Migas

Kang Dayat

Saya juga sangat mengapresiasi dengan aktifnya kembali Mas Elwin Rachmat di Milis Migas dengan sering berbagi pengalaman2 selama beliau bertugas dalam rentang yang cukup panjang di Delta Mahakam dan juga wilayah kerja lainnya.
Dulu tidak aktif karena alasan sangat sibuk dengan pekerjaan di TOTAL nah sekarang pastinya cukup waktu untuk membagi ilmunya kepada rekan rekan Milis Migas yang membutuhkan pengalaman lapangannya Mas Elwin.

Untuk Mas Elwin, jika memungkinkan  tulisan anda boleh  di share di Milis apalagi jika dalam bahasa Indonesia, saya sangat mendukung.

Selamat berdiskusi

Tanggapan 6 – Anas Hanafiah

Dear p dayat,

Remedial cementing mengacu pada penyeme
nan ulang yg ‘terpaksa’ dilakukan karena hasil bonding semen yg jelek setelah dilakukannya primary cementing pada casing. Disimpulkan jelek, setelah melihat hasil logging CBL-VDL di zona yg akan diperforasi–terutama CBLnya–ternyata nilainya > 40mV. Namun jika nilai CBLnya 10mV berarti sdh bagus bonding semennya, tidak perlu lagi dilakukan remedial, apalagi jika nol atau sekitar 5 mV. Bagaimana jika nilainya berada di antara 10-40 mV ?
Rembug-kan dg wellsite geologist, bagaimana dengan nilai bonding yg ada. Biasanya tiap company beda2 jg, ada yg 20-30mV go ahead aja….ada yg max 20 mV, lebih dr itu wajib remedial.
Oya, semua angka2 CBL di atas, hrs selalu dikroscek dg hasil VDL juga.

Mengapa bonding semen hrs bagus? Ini kaitannya dg OWC dan GWC, jangan sampai maksud yg diproduksikan minyak/gas, eeh malah air yg nyelonong keluar….malah jd perusahaan PDAM dong entar, hehehe. Sehingga di sekitaran zona yg diperfo, harus dipastikan minimal terdapat ‘sealing’ semen yg memadai, yg nilai CBLnya rendah, cukup utk memblock spy air jgn sampai ikut2an keluar.

Bagaimana caranya melakukan remedial cementing?
Biasanya yg dipilih adalah block squeeze, 1m di atas top perfo dan 1m di bawah bottom perfo, dg maksud utk membuat sealing cementing agar jalur minyak/gas terisolasi dr air. Pernah sy mencoba melakukan remedial dlm arti sebenarnya, spy annulus casing-formasi bs disemen ulang (full), dg cara dipasang penyekat (cement retainer) terlebih dahulu di tengah2 interval yg akan disemen. Tetapi tidak pernah berhasil dapat rate, bahkan utk yg free pipe sekalipun. Barangkali mungkin rekan lain ada yg pernah berhasil, bisa share?
Jadi, utk case free pipe (nilai CBL> 60 mV), biasanya tetap dilakukan block squeeze.

Kemudian, angka 50m utk tebal semen yg didrop, sepengetahuan sy itu best practice saja….experiment orang berpuluh2 tahun, yg terbukti banyak berhasil ya setebal 50m itu. Tidak ada angka yg pasti….kadang dah didrop 50m ilang juga, gak dapet semen sewaktu dijajag. Tetapi pernah setebal 30m, tetap dapat semen. Itu itung2annya tergantung dr desain chemical cement/kompatibility dg lumpur bor, cased/open hole, dan ukuran lubang. Itu semua berpengaruh pada besarnya kontaminant thd semen yg akan kita drop. Makin banyak kontaminasi, makin tipis semen yg akan ‘jadi’ di lubang kita. Demikian.

Tanggapan 7 – m_asyri_n_h

Alhamdulillah,

Dapet pencerahan tambahan dari pak anas.
Thanks banget bapak-bapak semua, inputnya sangat berguna buat pekerjaan saya.

Share This