Presiden Susilo Bambang Yudhoyono (SBY) akan meresmikan Proyek Lapangan Gas Sisi dan Nubi di daerah Senipah di Tenggarong, Kalimantan, di Kantor TOTAL T&T INDONESIE. Adapun proyek tersebut memiliki cadangan gas sebesar kurang lebih 250 miliar bmo, serta dapat diproduksi lebih dari satu dasawarsa.
Lapangan gas Sisi ditemukan tahun 1986 dan lapangan Nubi ditemukan tahun 1982, masing-masing terletak di lepas pantai berjarak 25 KM dari Selat Mahakam untuk Lapangan gas Sisi, sedangkan Nubi terletak 30 km sebelah tenggara lapangan Tunu.
ni merupakan lapangan Sisi Mini yang dimiliki TOTAL 47,9 persen, INPEX 47,9 dan Pertamina 4,2 persen. Lapangan ini memiliki 17 sumur yang telah dibor pada 1992 dan 1997 serta mulai produksi 20 November 2007.
Selain itu, pihak TOTAL juga membangun pipa bawah laut yang hasil produksinya akan dikirim ke Bontang. Dan kondensat, yang akan dikirim ke Balikpapan.
Di samping itu, SBY rencananya juga akan meresmikan proyek infrastruktur Departemen SDM dan Pekerjaan Umum provinsi Kalimantan Timur. Termasuk menyerahkan bantuan langsung masyarakat mandiri.
Acara tersebut dihadiri oleh Dirut PLN, Menteri Koordinator Kesra, Menteri PU, Menteri SDM dan pejabat sementara Gubernur Kalimantan Timur Tarmizi Karim
Sabtu, 16 Januari 2010
SBY Resmikan Proyek Lapangan Gas
Mekanisme Pendorong Reservoir
Terjadinya gerakan atau aliran minyak/gas kedalam lubang bor disebabkan karena adanya tenaga dorong dari dalam reservoir. Hal tersebut mungkin disebabkan oleh satu atau kombinasi dari beberapa macam jenis tenaga pendorong yang ada.
Fase awal dari produksi ini disebut fase produksi primer (primary production). Mekanisme pendorong reservoir ini dibagi empat : Dissolved/Solution Gas Drive, Gas Cap Drive, Water Drive dan Combination Drive.
1. Solution/Dissolved Gas Drive
Solution/Dissolved Gas Drive dapat terjadi bila hidrokarbon yang berwujud cairan ketika dalam reservoir berubah menjadi gas sewaktu di produksi. Gas yang terbentuk ini akan mendorong minyak kedalam lubang bor. Pada mekanisme ini tekanan reservoir akan turun drastis, sehingga pompa ataupun alat pembantu lainnya harus digunakan pada tahap awal produksi. Minyak yang dapat diambil dari reservoir (oil recovery) dengan mekanisme ini adalah 5 – 30%.
2. Gas-Cap Drive
Gas-Cap drive terjadi bila terdapat gas cap diatas minyak dalam reservoir. Penurunan tekanan menyebabkan berkembangnya gas cap yang mendorong minyak kedalam lubang bor. Penampilan reservoir dalam gas-cap drivehampir sama dengan pada dissolved-gas drive, hanya turunnya tekanan tidak drastis karena adanya gas cap yang menghasilkan sejumlah energi. Oil recovery 20-40%.
3. Water Drive
Air dalam reservoir biasanya berada dibawah tekanan fluida yang sebanding dengan kedalaman dibawah permukaan tanah. Makin dalam letak air itu, makin tinggi tekanannya. Water drive terjadi bila terdapat air dalam jumlah banyak pada reservoir yang dapat mendorong minyak kedalam lubang sumur. Air langsung akan mengisi ruang yang ditinggalkan minyak. Tekanan dalam reservoir akan tetap tinggi selama penggantian minyak dengan air terjadi dalam jumlah yang sama. Oil recovery dapat mencapai 50%.
4. Combination Drive
Combination drive adalah mekanisme pendorong yang mempunyai satu atau lebih untuk mendorong fluida minyak ke lubang bor, antara lain Gas-cap drive dengan water drive.
PENGEBORAN
Di kegiatan industri migas upstream terdapat dua operasi utama yang dapat menimbulkan dampak pada lingkungan, yaitu pengeboran dan produksi. Keduanya menghasilkan limbah dalam volume yang signifikan. Pengelolaan lingkungan memerlukan pemahaman mengenai limbah-limbah ini dan bagaimana mereka dihasilkan.
Pengeboran (drilling) merupakan proses pembuatan lubang ke dalam tanah agar hidrokarbon yang berada di bawah tanah mengalir ke permukaan. Limbah yang dihasilkan selama pengeboran adalah batu (cutting) yang disisihkan untuk membuat lubang, fluida untuk mengangkat cutting ke permukaan, dan bahan-bahan lain yang ditambahkan ke fluida untuk mengatur sifat fluida agar sesuai dengan kondisi batuan yang akan dibor.
Produksi merupakan proses di mana hidrokarbon yang mengalir ke permukaan diolah dan digunakan. Air sering ada bersama-sama hidrokarbon. Air mengandung banyak kontaminan, mencakup hidrokarbon (terlarut dan tersuspensi) serta materi organik (seperti padatan terlarut dan tersuspensi). Sejumlah chemical juga digunakan selama produksi untuk memastikan operasi berjalan efisien.
Selama kegiatan pengeboran dan produksi, sejumlah polutan diemisikan ke udara. Sumber utama polutan adalah emisi dari combustion engine. Sumber lainnya relatif sedikit, seperti fugitive emission dan aktivitas remediasi.
PENGEBORAN
Proses pengeboran sumur minyak dan gas menghasilkan berbagai jenis limbah. Ada yang merupakan hasil samping alamiah (seperti cutting), ada juga yang berasal dari materi yang digunakan untuk mengebor sumur (seperti drilling fluid dan zat aditif).
1. Sekilas Proses Pengeboran
Sebagian besar sumur minyak dan gas dibor dengan menekankan drill bit ke batuan dan memutarnya hingga batuan hancur. Rig dan sistem pengeboran didesain untuk mengontrol bagaimana drill bit menekan batuan, bagaimana cutting disisihkan dari sumur dengan drilling fluid, dan bagaimana memisahkan cutting dari drilling fluid sehingga drilling fluid dapat digunakan kembali.
Dampak primer dari kegiatan pengeboran adalah cutting dan drillling fluid untuk mengangkat cutting dari sumur. Dampak sekundernya adalah emisi dari internal combustion engine untuk menggerakkan rig.
Selama pengeboran, fluida diinjeksikan ke drill string dan melalui lubang kecil pada drill bit. Drill bit dan lubangnya didesain agar fluida dapat membersihkan cutting dari bit. Fluida, dengan cutting yang tersuspensi di dalamnya, mengalir kembali ke permukaan melalui anulus di antara drill string dan formasi. Di permukaan, cutting dipisahkan dari fluida. Cutting kemudian ditempatkan di pit untuk pengolahan lebih lanjut dan dibuang. Sedangkan fluida diinjeksikan kembali ke drill string.
Fluida dasar (base fluid) yang umum digunakan pada proses pengeboran adalah air, lalu minyak, udara, natural gas, dan foam. Jika base fluid-nya cair (baik oil-based maupun water-based), disebut mud (lumpur). Penggunaan water-based drilling fluid sekitar 85% di seluruh dunia.
Selama proses pengeboran, sebagian mud kemungkinan masuk (lost) ke formasi di bawah tanah yang permeabel. Untuk memastikan ketersediaan mud, tambahan mud disediakan di permukaan, ditempatkan di mud pit. Ukuran mud pit bervariasi, bergantung pada kedalaman sumur. Luasnya bisa mencapai 1 acre (+ 0,4 ha) dengan kedalaman hingga 3 m. Tangki baja bisa juga digunakan untuk mud pit, khususnya untuk operasi di offshore. Pit juga digunakan untuk menyimpan persediaan air, limbah cair, cutting, rigwash, dan runoff air hujan.
Jumat, 15 Januari 2010
Sarat terbentuknya batuan sedimen Batuan silisiklastik dan karbonat
Batuan silisiklastik dan karbonat memiliki perbedaan yang sangat kontradiktif
dalam hal perilaku hidrolika, sejarah diagenesa, dan terutama adalah lingkungan
pembentukan. Batuan karbonat memiliki syarat-syarat tertentu untuk dapat tumbuh
dan berkembang dalam suatu lingkungan, dimana syarat-syarat ini sangat
bertentangan dengan kondisi pembentukan batuan sedimen silisiklastik sehingga kita
sering berasumsi bahwa adalah hal yang tak mungkin bila batuan sedimen silisiklastik
berada pada lingkungan yang sama dengan batuan karbonat.
Namun kedua batuan ini dapat berada pada lingkungan pengendapan yang
sama. Kenyataan membuktikan, bahwa walau tidak dalam jumlah yang melimpah, di
beberapa tempat sering kita temukan batuan sedimen campuran silisiklastik dan
karbonat. Contoh deskripsi lapangan dari batuan ini adalah batupasir gampingan,
batugamping pasiran, napal, dan lainnya. Percampuran kedua batuan ini terutama
berada pada lingkungan paparan samudera dan dapat terjadi melalui 4 proses yang
dapat berkerja sendiri-sendiri maupun secara bersamaan, yaitu 1) punctuated mixing,
2) facies mixing, 3) in situ mixing, dan 4) source mixing.
Punctuated mixing adalah percampuran yang disebabkan oleh badai dengan
intensitas tinggi sehingga dapat membawa material silisiklastik untuk diendapkan di
lingkungan karbonat, maupun sebaliknya. Facies mixing adalah percampuran yang
mengikuti Hukum Walther yang mengatakan bahwa perubahan stratigrafi secara
vertikal juga akan tercermin secara lateral. Sehingga bila dalam penampang vertikal
ditemui perubahan bergradasi dari batuan karbonat menjadi silisiklastik, maka secara
lateral juga akan ditemui perubahan yang bersifat demikian. In situ mixing adalah
percampuran akibat akumulasi organisme karbonat di dalam lingkungan silisiklastik.
Sedangkan source mixing adalah percampuran akibat carbonate terrane yang
mengalami pengangkatan kemudian tererosi dan memberikan suplai materialnya ke
lingkungan silisiklastik.
Beberapa peneliti sudah mencoba untuk memberi penamaan terhadap jenis
batuan ini, seperti Folk (1959, 1962), Leighton & Pendexter (1961), Pettijohn (1975),
William et. al (1982), dan yang lebih spesifik lagi adalah Mount (1985). Masingmasing
klasifikasi tersebut memiliki kelebihan dan kekurangan sendiri-sendiri.
Bahkan analisa optik kuantitatif pun telah dilakukan guna mendapatkan informasi
geologi lebih lanjut, seperti genesa dan studi provenance.
Sebagai contoh adalah kasus batuan sedimen campuran silisiklastik dan
karbonat yang terdapat di Menorca, Spanyol. Pada daerah ini tersingkap terrigeneous
dolomite yang berumur Miosen di wilayah Pantai Migjorn. Dari hasil analisa optik
kuantitatif diketahui bahwa butir dolomite pada terrigeneous dolomite tersebut bersifat
extrabasinal. Dua batuan sumber yang mungkin menghasilkan butiran dolomite
tersebut berada pada blok Tramuntana di sebelah utara Pantai Migjorn, yaitu Formasi
Muschelkalk yang berumur Triassic dan dolostone yang berumur Jurassic. Keduanya
memiliki kenampakan petrografis yang sama dengan terrigeneous dolomite Miosen,
namun dari analisa melalui microprobe electron diketahui bahwa dolostone Triassic
bersifat ferroan, dolostone Jurassic bersifat nonferroan, demian juga dengan
terrigeneous dolomite Miosen. Dengan demikian dapat disimpulkan bahwa sumber
detrital dolomite berasal dari dolostone Jurassic dan terjadi secara source mixing.
PIPA
Desain perpipaan mencakup pemilihan diameter, tebal, dan material yang akan digunakan. Diameter pipa dipilih berdasarkan kapasitas alir yang diperlukan untuk mengirim fluida dari sumur minyak atau gas.
Untuk pipa bertekanan tinggi atau pipa laut dalam, grade material yang digunakan biasanya X-60 atau X-65 (414 atau 448 MPa), kecuali untuk pipa berdiameter besar. Grade yang lebih rendah seperti X-42, X-52, atau X-56 digunakan untuk air dangkal, tekanan rendah, atau diameter pipa besar (untuk mereduksi biaya material).
Ada beberapa tipe pipa, yaitu :
. Seamless
. Submerged arc welded (SAW or DSAW)
. Electric resistance welded (ERW)
. Spiral weld
Pipa tipe seamless dan SAW sering digunakan. Untuk diameter 12 in atau lebih rendah, tipe seamless biasanya menjadi pilihan utama. Jika pipa tipe ERW yang digunakan, diperlukan perlengkapan inspeksi khusus, seperti full body ultrasonic testing. Pipa spiral weld jarang digunakan untuk minyak/gas dan hanya digunakan untuk air dengan tekanan rendah.
Penentuan ketebalan dinding pipa didasarkan pada tekanan internal desain atau tekanan hidrostatik eksternal. Peningkatan ketebalan dinding pipa kadang-kadang menjamin stabilitas hidrodinamika sebagai pengganti metode stabilisasi (seperti weight coating).
Bai (2001) merekomendasikan prosedur untuk mendesain ketebalan dinding pipa :
Langkah 1 : Menghitung ketebalan minimum dinding pipa berdasarkan tekanan internal desain.
Langkah 2 : Menghitung ketebalan minimum dinding pipa berdasarkan tekanan eksternal.
Langkah 3 : Menambahkan corrosion allowance pada dinding pipa.
Langkah 4 : Memilih ketebalan dinding.
Langkah 5 : Mengecek ketebalan dinding untuk hydrotest.
Langkah 6 : Mengecek untuk penanganan praktis (pipa dengan D/t > 50 sulit ditangani, pengelasan dengan dinding pipa <>
Desain perpipaan biasanya merujuk pada ASME B31.4 (ASME, 1989), ASME B31.8 (ASME, 1990), and DnV 1981 (DnV, 1981). ASME B31.4 untuk pipa minyak di North America. ASME B31.8 untuk pipa gas dan fluida dua fasa di North America. DnV 1981 untuk pipa minyak, gas, dan fluida dua fasa di North Sea.
Perlunya “Geographical source based energy policy”
Berita dibawah ini perlu dicermati :
PLN Teruskan 10 Proyek PLTU
MinergyNews.Com, Jakarta
Adapun PLTU proyek PLN yaitu, PLTU Jabar Selatan (2×300 MW), PLTU Jabar Utara (2x 300 MW), PLTU Jatim Selatan (2x 300 MW), PLTU Labuan (300 MW), PLTU Marunda (600 MW), PLTU Rembang (2 x 300 MW) PLTU Suralaya (2x 600 MW), PLTU Teluk Naga (2 x 300 MW), PLTU Awar-awar (600 MW) dan PLTU Paiton Baru (2x 600 MW).
Dengan melihat hukum fisika saja sudah terlihat bahwa pengangkutan akan membutuhkan energi, dan saya pastikan pengangkutannya menggunakan BBM. Rasanya kebijakan menyeluruh soal energi sangat memerlukan perlunya “Geographical source based energy policy”. Kebijakan pemanfaatan energi disesuaikan dengan ketersediaannya secara geografis.
- - Sumatra Utara terdapat sumberdaya alam gas bumi dan geothermal.
- - Sumatra tengah merupakan sumber penghasil minyakbumi. Tentunya pembakaran minyak mentah-pun akan cukup untuk membangkitkan energi listrik di daerah ini.
- - Sumatra Selatan juga merupakan lumbung minyak serta gasbumi.
- - Pulau Jawa merupakan tempat berkumpulnya energi Geothermal dan juga gas alam di Jawa Barat dan Jawa Timur.
- - Pulau Bali, Pulau Lombok dan Pulau Nusa Tenggara merupakan tempat berkumpulnya sumber daya energi geothermal.
- - Kalimantan merupakan tempat deposit batubara.
dst
Dengan demikian pembangunan PLTU – pembangkit listrik tenaga uap di Jawa merupakan tindakan yang sangat tidak tepat. Pembangunan PLTU ini akan justru mengurangi pemanfaatan potensi Geothermal di Jawa nantinya. Nilai keekonomiannya akan menjadi bias dan nantinya hanya akan menyatakan “terlanjur” yg hanya akan disesali dikemudian hari.
Dengan demikian sangatlah perlu adanya “Geographical source based energy policy” di Indonesia yg memiliki kondisi geologi-geografi yang sangat beragam.
Cementing
Mengapa sumur harus disemen ?
Penyemenan sumur digolongkan menjadi dua bagian :
Pertama, primary cementing, yaitu penyemenan pada saat sumur sedang dibuat. Sebelum penyemenan ini dilakukan, casing dipasang dulu sepanjang lubang sumur. Campuran semen (semen + air + aditif) dipompakan ke dalam annulus (ruang/celah antara dua tubular yang berbeda ukuran, bisa casing dengan lubang sumur, bisa casing dengan casing). Fungsi utamanya untuk pengisolasian berbagai macam lapisan formasi sepanjang sumur agar tidak saling berkomunikasi. Fungsi lainnya menahan beban aksial casing dengan casing berikutnya, menyokong casing dan menyokong lubang sumur (borehole).
Kedua, remedial cementing, yaitu penyemenan pada saat sumurnya sudah jadi. Tujuannya bermacam-macam, bisa untuk mereparasi primary cementing yang kurang sempurna, bisa untuk menutup berbagai macam lubang di dinding sumur yang tidak dikehendaki (misalnya lubang perforasi yang akan disumbat, kebocoran di casing, dsb.), dapat juga untuk menyumbat lubang sumur seluruhnya.
Semen yang digunakan adalah semen jenis Portland biasa. Dengan mencampurkannya dengan air, jadilah bubur semen (cement slurry). Ditambah dengan berbagai macam aditif, properti semen dapat divariasikan dan dikontrol sesuai yang dikehendaki.
Semen, air dan bahan aditif dicampur di permukaan dengan memakai peralatan khusus. Sesudah menjadi bubur semen, lalu dipompakan ke dalam sumur melewati casing. Kemudian bubur semen ini didorong dengan cara memompakan fluida lainnya, seringnya lumpur atau air, terus sampai ke dasar sumur, keluar dari ujung casing masuk lewat annulus untuk naik kembali ke permukaan. Diharapkan seluruh atau sebagian dari annulus ini akan terisi oleh bubur semen. Setelah beberapa waktu dan semen sudah mengeras, pemboran bagian sumur yang lebih dalam dapat dilanjutkan.
Untuk apa directional drilling dilakukan ? Secara konvensional sumur dibor berbentuk lurus mendekati arah vertikal. Directional drilling (pemboran berarah) adalah pemboran sumur dimana lubang sumur tidak lurus vertikal, melainkan terarah untuk mencapai target yang diinginkan.
Tujuannya dapat bermacam-macam :
Sidetracking : jika ada rintangan di depan lubang sumur yang akan dibor, maka lubang sumur dapat dielakkan atau dibelokan untuk menghindari rintangan tersebut.
Jikalau reservoir yang diinginkan terletak tepat di bawah suatu daerah yang tidak mungkin dilakukan pemboran, misalnya kota, pemukiman penduduk, suaka alam atau suatu tempat yang lingkungannya sangat sensitif. Sumur dapat mulai digali dari tempat lain dan diarahkan menuju reservoir yang bersangkutan.
Untuk menghindari salt-dome (formasi garam yang secara kontinyu terus bergerak) yang dapat merusak lubang sumur. Sering hidrokarbon ditemui dibawah atau di sekitar salt-dome. Pemboran berarah dilakukan untuk dapat mencapai reservoir tersebut dan menghindari salt-dome.
Untuk menghindari fault (patahan geologis).
Untuk membuat cabang beberapa sumur dari satu lubung sumur saja di permukaan.
Untuk mengakses reservoir yang terletak di bawah laut tetapi rignya terletak didarat sehingga dapat lebih murah.
Umumnya di offshore, beberapa sumur dapat dibor dari satu platform yang sama sehingga lebih mudah, cepat dan lebih murah.
Untuk relief well ke sumur yang sedang tak terkontrol (blow-out).
Untuk membuat sumur horizontal dengan tujuan menaikkan produksi hidrokarbon.
Extended reach : sumur yg mempunyai bagian horizontal yang panjangnya lebih dari 5000m.
Sumur multilateral : satu lubang sumur di permukaan tetapi mempunyai beberapa cabang secara lateral di bawah, untuk dapat mengakses beberapa formasi hidrokarbon yang terpisah.
Pemboran berarah dapat dikerjakan dengan peralatan membor konvensional, dimana pipa bor diputar dari permukaan untuk memutar mata bor di bawah. Kelemahannya, sudut yang dapat dibentuk sangat terbatas. Pemboran berarah sekarang lebih umum dilakukan dengan memakai motor berpenggerak lumpur (mud motor) yang akan memutar mata bor dan dipasang di ujung pipa pemboran. Seluruh pipa pemboran dari permukaan tidak perlu diputar, pipa pemboran lebih dapat “dilengkungkan” sehingga lubang sumur dapat lebih fleksibel untuk diarahkan.
