Ada suatu sumur minyak dengan reservoir tunggal beroperasi dengan tekanan bottom hole pressurenya sedikit di atas bubble point-nya, sehingga dalam perjalanannya di tubing menuju permukaan, gas terlepas dari badan minyak. Sumur ini diproduksikan melalui tubing tunggal yang dibalut casing yang dilengkapi dengan packer. Tinggi packer sedemikian rupa, kira2 pas di daerah perubahan fasa minyak menjadi gas. Pertanyaan dan pembahasan selengkapnya dapat dilihat dalam halaman berikut:

Tanya – Cahyo Hardo

Rekan,

Saya mau bertanya. Ada suatu sumur minyak dengan reservoir tunggal beroperasi dengan tekanan bottom hole pressurenya sedikit di atas bubble point-nya, sehingga dalam perjalanannya di tubing menuju permukaan, gas terlepas dari badan minyak. Sumur ini diproduksikan melalui tubing tunggal yang dibalut casing yang dilengkapi dengan packer. Tinggi packer sedemikian rupa, kira2 pas di daerah perubahan fasa minyak menjadi gas.

Jika kemudian packer ini bocor, maka sebagian gas dan minyak (mungkin) akan menerobos packer ini dan mengisi casing. Mengingat gas lebih ringan, maka buih2 gas akan naik sampai ke casing di wellhead, dan minyak sedikit demi sedikit akan mengisi sebagian ruangan dari casing dan terus naik ke atas membentuk kolom hydrostatic anulus.

Jika seandainya tekanan reservoir adalah 20,000 psi, bottom hole pressure adalah 15,000 psi, maka menurut saya, maksimum tekanan yang mungkin terjadi di casing adalah 15,000 atau paling tidak deket2 dengan 20,000 psi. Tetapi teman2 di subsurface/production atau bahkan pengedit buku Production Operations 1 (Dr. Jim Peden) sempat ngomong ke saya bahwa ada kemungkinan tekanan di casing mencapai 15,000 plus tekanan hydrostatic dari minyak.

Terlepas dari kuat tidaknya casing menahan tekanan tersebut, mana sih yang bener. Menurut saya, selama tekanan di casing di bawah 15,000 – 20,000 psi, maka ada gaya penggerak atau driving force sehingga minyak atau gas dapat mengisi casing lewat packer yang bocor itu. Lebih dari 20,000 psi, maka perpindahan masa akan berada di kesetimbangannya (berhenti).

Tetapi temen saya itu ngotot bilang dan juga prof itu bilang, karena gas itu ringan, dia mampu mengisi casing meski tekanan bottom hole pressure sudah lebih rendah dari casing….???

Temen2 yang ahli dunia bawah tanah, need your help.

Tanggapan 1 – Eko Yudha

Mas Cahyo,

Semoga saya gak salah mengerti maksud anda.

Sebetulnya haru diperjelas dulu nih, tekanan casing yg anda itu dibagian mana? apakah di atas packer, dibawah wellhead, atau tekanan casing di dasar sumur. dan juga apa jenis fluida yg ada dalam sepanjang tubing hingga dasar sumur sehingga menyebabkan bottom hole pressure sebesar 15000 psi.

Case 1: Saat kondisi packer tidak bocor.

Dalam hal ini bottom hole pressure adalah tekanan akibat hidrostatik kolom fluida yg ada di dalam sumu sepanjang tubing dan dari tubing ke muka perforasi (asumsi: perforasi berada didasar sumur), serta ditambah tekanan wellhead (jika ada).

Maka jika tekanan formasi 20000 psi, berarti ada selisih tekanan 5000 psi thd bottom hole pressure, yg akan mengakibatkan fluida formasi (minyak, gas, atau bisa jadi air) masuk ke dalam sumur. Setelah minyak masuk sumur, maka tekanan yg diderita internal casing di dasar sumur seharusnya bisa berkurang dari 15000 psi (ini jika fluida dalam sumur sebelumnya adalah air) atau bertambah (ini jika fluida dalam sumur sebelumnya adalah dominan gas atau ada air formasi yg mulai masuk), tapi tidak akan lebih dari 20000 psi karena spt anda bilang, pada posisi ini tekanan dasar sumur dan tekanan formasi setimbang.

Case 2 : saat kondisi packer bocor.

Akan ada gas dan minyak yg masuk ke annular casing-tbg. Gas akan terus menyelinap ke atas sampai di bawah wellhead. Bila ini berlangsung terus maka gas makin banyak terakumulasi dan juga makin kompak (baca:bertekanan tinggi) karena terdesak minyak yg juga masuk ke ruang annular-tbg.
Akibatnya tekanan internal casing didasar sumur menjadi sangat besar karena harus menanggung hidrostatik kolom fluida dalam sepanjang tubing hingga dasar sumur, ditambah tekanan gas yg makin besar tadi. Bila di dasar sumur tidak disemen, formasi bisa fracture tepat dibawah kaki casing. Ini biasa terjadi di drilling operation, yaitu apabila terjadi kick gas dan sumur ditutup terlalu lama, yg kemudian menyebabkan underground blowout karena formasi di kaki casing pecah.

Tanggapan 2 – Zein Wijaya

Mas Cahyo kalo boleh sedikit komentar :

Saya menilai besar kecilnya pressure tergantung berapa besar packer leaknya…
Ibarat kata packer bisa kita anggap sebagai restriction/choke..kalo kebocoran packernya kecil, pressure yg ada di annulus tubing – casing adalah hydrostatic pressure plus (flowing bottom hole pressure – pressure loss karena restriction)
kalo kebocorannya besar, kemungkinan besarnya pressure yg ada di annulus tubing – casing adalah : hydrostatic pressure plus flowing bottom hole pressure.

Catatan khusus : hydrostatic pressure baru berpengaruh kalo ada kenaikan flud level di annulus tubing – casing…Kalo tidak ada kenaikan fluid level, yg berpengaruh hanya flowing bottom hole pressure…
Saya sebut flowing bottom hole pressure kalo sumur dalam keadaan berproduksi..kalo sumur dalam keadaan mati : kita sebut sebagai static bottom hole pressure (yg mungkin pressurenya bisa disamakan dengan reservoir pressure atau P*).

Saran saya agar kebocoran ini segera diperbaiki karena bisa menyebabkan tubing collapse atau casing burst (apabila cement bonding – cement di belakang casing tidak bagus ikatan bondingnya)..Apalagi kalo sumur dalam keadaan shut ini, yg mana terjadi pressure build up pada sumur…

Ini berdasarkan pengalaman yg kita alami di sumur sumur steam injector di CPI Duri…

Demikian komentar dari saya