BABIPREDIKSI TEKANAN FORMASI DAN GRADIEN REKAH
Jenis-jenis TekananDibawah ini akan diterangkan jenis-jenis
tekanan yang berpengaruh pada keadaan bawah permukaan.
Tekanan HidrostatikTekanan hidrostatik adalah tekanan yang
disebabkan oleh berat kesatuan dan tinggi vertikal kolom fluida.
Ukuran dan bentuk kolom fluida ini tidak berpengaruh pada besarnya
tekanan ini. Tekanan hidrostatik (Phy) sama dengan jumlah dari
densitas fluida rata-rata dan tinggi vertikalnya, maka: P = r . g .
D..(3-1)Dimana: P = tekanan r = densitas rata-rata g = nilai
gravitasi D = tinggi kolomDalam operasi pemboran dapat ditulis
sebagai: Phy (psi) = C.M.W.D.(3-2)Dimana: D = tinggi vertikal kolom
fluida dalam feet MW = densitas fluida atau berat lumpur dalam
lb/gal atau lb/ft3 C = konstanta = 0.052 jika MW dalam lb/gal, dan
C = 0,00695 jika MW dalam lb/ft3Dalam sistem metric, Phy = 0,093
MW.D(3-3)Dimana,D = tinggi kolom fluida dalam meter dan MW = berat
lumpur dalam kg/dm3 Gradient tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh
padatan-padatan ynag terpisah (seperti garam) dan gas- gas dalam
kolom fluida dan perbedaan gradient temperature. Dengan kata lain,
bertambahnya padatan-padatan yang terpisah (seperti kadar garam
yang tinggi) cenderung menambah gradient tekanan normal. Oleh
karena itu banyaknya gas dalam sistem dan temperatur yang tinggi
akan mempengaruhi gradient tekanan hidrostatik normal. Sebagai
contoh gradient tekanan 0,465 psi/ft (0,1074 kg cm-2 m-1)
diasumsikan sebagi salinitas air dari 80.000 ppm part per million)
NaCl pada temperatur 77F(25C). Umumnya gradient hidrostatik
rata-rata yang dijumpai selama operasi pemboran minyak dan gas
ditunjukkan pada tabel III-1. Pada umumnya gradient tekanan
hidrostatik (psi/ft) dapat didefinisikan sebagai: P = 0,433 . S .
G...(3-4)Dimana, SG adalah spesific grafity dari kolom yang
mewakili air.
3.1.2. Tekanan OverburdenTekanan ini dihasilkan dari kombinasi
berat matrik formasi (rock) dan fluida-fluida (air,minyak,gas)
dalam batuan formasi.Secara matematik tekanan overburden (Po)dapat
ditulis sebagai berikut:Po = berat matrik batuan +
fluida(3-5)dimana, D = kedalaman (meter atau feet) f = porositas
batuan formasi (fraksi) rma = densitas matrik batuan (lb/ft3 atau
kg/dm3) rn = densitas fluida (lb/ft3 atau kg/dm3)Umumnya tekanan
overburden akan bertambah besar dengan bertambahnya kedalaman.
Besar gradient tekanan adalah 1,0 psi/ft per kedalaman (0,231 kg
cm-2 m--1).Berdasarkan pengalaman diindikasikan bahwa gradient
overburden maksimum dalam batuan klastik sebesar 1,35 psi/ft (0,312
kg cm-2 m--1)..
3.1.3. Tekanan FormasiTekanan formasi (Pf) adalah aktivitas
tekanan yang tergantung dari fluida (air,minyak,gas) dalam pori
suatu formasi. Tekanan formasi normal dalam setiap satuan geologi
akan sama dengan tekanan hidrostatik air dari permukaan sampai
bawah permukaan.Besar tekanan hidrostatik sama dengan 0,465 psi/ft.
setiap tekanan formasi diatas atau dibawah gradient ini disebut
dengan tekanan abnormal (abnormal pressure)
3.1.3.1. Tekanan Formasi AbnormalTekanan formasi abnormal
didefinisikan sebagai tekanan yang menyimpang dari gradient tekanan
normal. Penyimpangn ini dapat lebih kecil dari 0,465 psi/ft
(subnormal pressure) atau lebih besar dari 0,465 psi/ft (over
pressure). Pada umumnya tekanan subnormal tidak banyak menimbulkan
problema pemboran jika dibandingkan dengan over pressure.Tekanan
abnormal (subnormal pressure dan over pressure) tersebut
berasosiasi dengan adanya penyekat (sealing) tersebut akan
menggangu keseimbangan tekanan yang terjadi dalam urutan proses
geologi. Penyekat ini terbentuk oleh adanya penghalang (barier)
permeabilitas sebagai hasil dari proses fisika maupun kimia.
Physical seal (penyekat fisik) dihasilkan dari patahan selama
proses pengendapan atau pengendapan butir-butir material yang lebih
halus. Chemical seal (penyekat kimia) berasal dari calsium
carbonate yang terendapkan sehingga terjadi pembatas permeabilitas.
Contoh lain adalah diagenesa kimia selama proses kompaksi dari
material organik. Baik proses fisik maupun kimia dapat terjadi
secara bersamaan membentuk seal (penyekat) seperti proses penguapan
gypsum.Asal Mula Tekanan Formasi AbnormalTekanan formasi normal
sama dengan tekanan hidrostatik fluida formasi mula-mula. Umumnya
fluida berubah dari air tawar dengan densitas 8,33 ppg (0,433
psi/ft) ke air asin dengan densitas 9,0 ppg (0,465 psi/ft).Tanpa
memperhatikan densitas fluida, tekanan formasi normal dapat
diterangkan sebagai suatu sistem hidrolik yang terbuka dimana
dengan mudah tekananya saling berhubungan seluruhnya. Pada formasi
abnormal tidak mempunyai hubungan tekanan yang bebas. Bila hal ini
terjadi maka tekanan tinggi akan mengalir dengan cepat dan tidak
teratur yang kemudian baru akan kembali normal setelah terjadi
keseimbangan disekitarnya.Pada formasi abnormal tidak mempunyai
hubungan tekanan yang bebas. Bila hal ini terjadi maka tekanan
tinggi akan mengalir dengan cepat dan tidak teratur yang kemudian
baru akan kembali normal setelah terjadi keseimbangn
disekitarnya.Dengan demikian maka terjadinya tekanan abnormal
memerlukan mekanisme tertentu yang dapat menjebak tekanan. Dengan
adanya mekanisme tersebut maka penyebab tekanan abnormal tergantung
dari litologi, mineralogi, gaya-gaya tektonik dan kecepatan
sedimentasi.
Subnormal PressureAdalah formasi-formasi yang mempunyai tekanan
pori lebih kecil dari kondisi normal (gradient tekanan 0,465
psi/ft). Asal mula terjadinya tekanan formasi subnormal dapat
diringkas sebagai berikut:a. Thermal Expansion.Disebabkan karena
batuan sedimen dan fluida dalam pori dipengaruhi oleh adanya
temperature. Jika fluida mengalami pengembangan maka densitas akan
berkurang dan tekanan juga akan berkurang.b. Formation
Foreshortening (pengkerutan formasi).Selama proses kompresi akan
ada beberapa lapisan yang melengkung. Perlapisan teratas melengkung
keatas dan perlapuisan terbawah akan melengkung kebawah sedangkan
perlapisan tengah mengembang sehingga dapat menghasilkan zona
tekanan subnormal. Pada kondisi ini juga da[pat menyebabkan
tyerjadinya overpressure pada ;lapisan teratas dan terbawah.c.
Potentiometric surfaceMekanisme ini menunjukan relief struktur
suatu formasi yang dapat menghasilkan baik zona bertekanan
subnormal maupun zona overpressure. Potentiometric surface
didefinisikan sebagai ketinggian dimana air yang terperangkap akan
muncul dalam sumur-sumur yang dibor pada akifer yang sama.
Potentiometric surface dapat mencapai ribuan feet dibawah atau
diatas ground level. Over Pressure adalah formasi-formasi yang
mempunyai tekanan pori lebih besar dari kondisi normal (gradient
tekanan 0,465 psi/ft).Adapun mekanisme terbentuknya over pressure
adalah sebagai berikut:a. Incomplete Sediment
Compaction.Sedimentasi clay atau shale yang berlangsung cepat
mengakibatkan terbatasnya waktu bagi fluida untuk membebaskan diri.
Dibawah kondisi normal porositas awal yang tinggi ( 50%) berkurang
karena air terbebaskan melalui permeable sand atau penyaringan
melalui clay atau shale.Jika proses sedimentasi berlangsung cepat
maka proses membebaskan fluida tidak dapat terjadi, sehingga fluida
terjebak didalamnya.b. FaultingPatahan dapat menyebabkan redistrusi
sedimen, dan menempatkan zona-zona permeable berlawanan dengan
zona-zona impermeable, sehingga membentuk penghalang bagi aliran
fluida. Hal ini akan mencegah keluarnya air dari shale, yang dapat
menyebabkan tekanan dalam shale dibawah kondisi terkompaksi.c.
Perubahan Fasa Selama KompaksiMineral-mineral dapat mengalami
perubahan fasa dengan bertambahnya tekanan seperti:
Gypsum+Anhydrite+free water. Hal ini telah diperkirakan bahwa
gypsum setebal 50 ft akan menghasilkan kolom air setinggi 24 ft.
Sebaliknya anhydrite dapat terhindari pada kedalaman tertentu untuk
menghasilkan gypsum yang meningkatkan volume batuan sebesar 40%.d.
Pengendapan Batuan Garam Yang Padat.Pengendapan garam dapat terjadi
di beberapa tempat. Karena garam bersifat impermeable maka fluida
pada formasi dibawahnya menjadi over pressure. Tekanan abnormal
sering dijumpai pada zona-zona yang berada dibawah lapisan garam.e.
Kubah garam (Salt Diaperism)Gerakan keatas (intrusi) kubah garam
dengan densitas rendah karena buoyancy (gaya apung) yang menerobos
perlapisan sedimen normal akan menghasilkan anomali tekanan. Garam
juga dapat berfungsi sebagai penyekat impermeable untruk dewatering
clays secara lateral.f. Kompresi TektonikKompresi sedimen secara
lateral dapat menghsilkan pengangkatan sedimen atau rekahan/patahan
untuk sedimen yang lebih kuat. Biasanya formasi terkompaksi pada
kedalaman tertentu dapat muncul pada level yang lebih tinggi. Jika
tekanan mula-mula tetap terjaga maka pengangkatan formasi dapat
menyebabkan adanya over pressure.g. Repressuring From Deeper
Levels.Disebabkan oleh adanya migrasi fluida dari zona bertekanan
tinggi ke zona bertekanan rendah pada zona yang tidak terlalu
dalam. Hal ini terjadi karena adanya patahan atau casing/cement job
yang jelek. Tekanan tinggi ini dapat menyebabkan terjadinya kick
karena tidak ada lithologi yang mengindikasikan. Tekanan yang
tinggi ini dapat terjadi pada batu pasir yang dangkal, jika dialiri
gas dari formasi dibawahnya.h. Generation of HidrocarbonsShale yang
terendapkan dengan sejumlah besar kandungan material organik akan
menghasilkan gas karena adanya proses kompaksi. Ketika gas
terperangkap akan menyebabkan terjadinya over pressure. Produk
organik juga akan membentuk garam didalam ruang pori, yang dapat
menyebabkan berkurangnya porositas dan membentuk suatu
penyekat.
Perkiraan dan Pendeteksian Tekanan Formasi AbnormalMetode
perkiraan dan pendeteksian tekanan formasi terbagi atas dua bagian
besar yaitu metode kwalitatif dan metode kwantitatif. Masing-masing
metode ini, penerapannya disesuaikan dengan data-data yang
diperoleh saat itu. Apakah sebelum operasi pemboran berlangsung
atau ketika operasi pemboran sedang berlangsung. Jadi, bisa saja
kedua metode ini diterapkan secara berurutan atau bersama-sama
sejak survey geologi sampai operasi pemboran selesai.. Metode
KwalitatifMetode kwalitatif merupakan metode pendeteksian tekanan
formasi ketika pemboran sedang berlangsung. Metode ini tidak
memberikan informasi besarnya tekanan abnormal pada suatu
kedalaman.Metode kwalitatif terbagi atas lima metode yaitu metode
paleontologi, korelasi sumur offset, Anomali temperatur,
Resistivity cutting dan cutting.a. PaleontologiMetode pendeteksian
tekanan formasi dengan menggunakan metode paleontologi merupakan
metode yang sangat jarang digunakan di lapangan dan cukup sulit
juga tidak valid.Paleontologi adalah ilmu pengetahuan yang
mempelajari kehidupan geologi masa silam melalui fosil. Cara
pendeteksiannya yaitu dengan menganalisa cutting yang naik ke
permukaan. Bila dijumpai fosil dengan umur yang tua terdapat dalam
cutting yang berasal dari lapisan batuan yang berumur muda maka
diperkirakan pada lapisan tersebut terdapat tekanan yang tinggi. b.
Korelasi Sumur OffsetKorelasi sumur offset (sumur lama) telah
digunakan secara luas. Sumur offset adalah sumur yang telah
diketahui kondisi tekanannya. Korelasi biasanya didasrkan pada
persamaan lithologi dengan menganggap tekanannya sama pada suatu
zone dengan kondisi geologi yang sama.Walaupun hanya korelasi
antara laju penetrasi dan SP log dari well log offset, tetapi
parameter lainnya dapat digunakan untuk
korelasi.Parameter-parameter lainnya meliputi drilling rate,
perbandingan cutting, kandungan gas serta fluida di zone yang
diamati.c. Anomali TemperaturAnomali temperatur telah dikemukakan
oleh beberapa penulis sebagai sarana yang effektif untuk pendeteksi
tekanan abnormal. Wilson dan bush telah mengemukakan penerapannya.
Walaupun sulit untuk dimonitor, anomali ini dapat digunakan untuk
pendeteksi lapisan transisi ke lapisan tekanan tinggi.Anomali
temperatur di zone tekanan abnormal tergantung pada fluida yang
mengisi pori. Karena radiasi panas dari bumi menyebar secara
konstan maka perubahan konduktivitas termal pada batuan menyebabkan
terjadinya anomali ini. Karena air sebagaimana clay menyerap panas
60 prosen maka zona dengan kandungan air yang tinggi akan bertindak
sebagai tahanan terhadap aliran panas, sehingga suhu yang lebih
tingggi dari suhu normal adalah zona berporositras tinggi, yang
diidentifikasikan sebagai zona bertekanan tinggi.Temperatur
flowline biasanya dipakai sebagai ukuran suhu formasi. Sebuah alat
diletakkan pada mud flowline, dan temperature sirkulasi dicatatat.
Hasil pencatatannya digunakan untuk menghitung gradient temperatur
dengan menggunakan persamaan 3-6.G = 100 (T2-T1)/
D2-D1.(3-6)Dimana: D = Kedalaman, ft. T = Temperatur Flowline, F G
= Gradient Geothermal, F/100 ft. ``1 = Subkrip untuk bagian
dangkal. ``2 = Subkrip untuk bagian yang lebih dalam.d. Resistivity
CuttingResistivity lumpur dan cutting dikaitkan dengan konsep delta
chloride merupkan indikator unutk lapisan abnormal pressure. Bila
bertemu dengan porositas batuan yang tinggi pada waktu pemboran,
batuan yang ditembus akan membebaskan fluida formasinya ke aliran
lumpur. Harus diperhitungkan resistivity lumpur dan kandungan Cl
dari fluida pemboran, dengan menganggap bahwa salinitas air formasi
berbeda dengan salinitsas lumpur. Sebagai tambahan, resistivity
cutting akan berubah dengan bertambahnya porositas. Gambar 3.2.
Menunjukan plot delta chloride.Kesulitan utama dari konsep delta
chloride adalah dalam mendeteksi kandungan Cl di zona transisi
pendek resistivity lumpur diakibatkan oleh: Kenaikan jumlah air,
additive lumpur, salinitas air formasi. Metode ini dapat digunakan
sebagai indikator sekunder untuk memonitor zona transisi.e.
CuttingCutting dapat digunakan untuk indikasi tekanan abnormal.
Perbedaan tekanan sangat berperan dalam pendeteksiaan tekanan. Bila
terjadi perbedaan tekanan yang besar, cutting akan tertahan di
bawah bit dan akan terus digerus sampai ukurannya menjadi kecil dan
dapat terangkat ke permukaan. Kejadian ini dikenal sebagai chip
hold down effect.Bila perbedaan tekanan hanya kecil, maka cutting
akan terangkat dari bawah bit sebelum mengalami penggerusan lagi.
Hal ini dapat dilihat pada cutting yang berada di shale shaker.
Cutting yang lebih besar menunjukan bahwa perbedaan tekanan
berkurang. Bila berat lumpur konstan, diasumsikan bahwa tekanan
formasi baik.
Metode KwantitatifMetode kwantitatif yaitu metode pendeteksian
tekanan formasi dimana informasi besarnya tekanan pada suatu
kedalaman dapat diketahui. Metode kwantitatif ini terbagi lima
metode yaitu: metode analisa seismic, analisa log, overlay,
densitas bulk, dan drilling eqaution. Masing-masing metode saling
berkaitan dan digunakan sesuai dengan kondisi pemborannya..a.
Analisa SeismicMetode analisa seismic adalah metode geofisik yang
digunakan untuk mendeteksi keberadaan dan puncak dari tekanan
abnormal. Metode ini didasarkan pada elemen-elemen analisa refleksi
dari pennebaker, seperti yang ditunjukkan oleh gambar 3.3..
Misalnya shot point O adalah permukaan tanah. Ketika peledakan pada
SP, energi gelombang suara terjadi dalam bentuk tekanan gelombang,
energi seismic bergerak seimbang ke segala arah. Energi bergerak
vertikal mengenai garis RR (subsurface) dan di refleksikan kembali
ke SS sejauh garis vertikal OPO. Energi tembakan juga menyebar
sepanjang diagonal pada RR pada subsurface (OT_ dan direfleksikan
ke permukaan sepanjang garis TW. Waktu yang diperlukan untuk
jalannya energi dicatat oleh geophone pada titik O dan W, secara
horisontal dipisahkan dengan titik X. kecepatan rata-rata
V.Interval kecepatan dari profil seisnik berbanding terbalik dengan
interval perjalanan waktu (interval travel time). Harga-harganya
dapat diplot vs kedlaman untuk menentukan adanya tekanan abnormal.
Suatu lingklunganyang normal yang menunujukan penurunan porositas
merupakan terjadinya kompaksi. Oleh karena itu travel time juga
turun. Zona tekanan abnormal mempunyai porositas yang lebih besar
dari pada porositas normal untuk kedalaman tertentu. Sehingga
travel timenya akan mendadak naik. Gambar 3.4., menunjukkan plot
dari suatu seismik dan sonic suatu sumur bertekanan abnormab.
Analisa LogAnalisa log umumnya untuk menentukan tekanan pori-pori
dalam sumur offset dan pemboran sumur aktual. Perangkat MWD
(Measurement- While-Drilling) merupakan pengangkat teknis analisa
log dalam menentukan realtime pemboran. teknik analisa menggunakan
efek dari porositas abnormal pada suatu batuan seperti
conductivitas electric, sonic travel time dan densitas bulk. Baik
resistivity log maupun sonic log keduanya didasarkan pada suatu
prinsip.Resistivity log pada mulanya digunakan untuk mendeteksi
tekanan. Respon-lognya didasarkan pada resistivity elektrik dari
total sample, termasuk matrik batuan dan fluida yang mengisi
porositas. Respon tersebut dapat dilihat pada gambar 3.5.Gambar
3.5, menggambarkan beberapa titik penting. Tekanan formasi tinggi
pada mulanya berkembang dalam bagian shale, akhirnya tekanannya
seimbang di zona pasir. Hanya zona clean shale yang digunakan
sebagai titik plo, bukan resistivity sand, silty shale, lime atau
lime shale atau lainnya dari batuan yang dijumpai. Seperti yang
ditunjukkan oleh gambar 3.5, garis trend normal akan berkembang
dari awal sampai akhir dalam zone bertekanan. Pada penetrasi suatu
zone bertekanan abnormal , suatu penyimpangan akan dicatat. Tingkat
penyimpangan digunakan untuk menghitung besarnya tekanan formasi.
Konsep ini digunakan dengan banyak cara deteksi tekanan. Kenyataan
di lapangan dapat dilihat pada gambar 3.6, dimana bagian shale yang
impermeable kira-kira 9.500 ft. meskipun bagian ini tekanan
normalnya berkisar 9.500 ft 6.800 ft, dibuktikan dengan adanya
kenaikan resistivity pada trend normal, tapi sebaliknya pada
kedalaman 9.800 ft sampai 10.900 ft berat lumpurnya bertambah dari
9.0 ppg ke 13,5 ppg. Plot dari titik resistivity
diperlihatkanHottman dan johnson telah mengembangkan suatu teknik
yang didasarkan dari hubungan empiris dimana perkiraan tekanan
formasi dibuat dengan mencatat perbandingan antara pengamatan dan
resistivity batuan normal. Caranya mengikuti step-step berikut1.
Trend normal dibuat dari plot logaritma resistivity shale vs
kedalaman.2. Puncak interval tekanan ditentukan dengan mencatat
kedalaman pada titik plot yang menyimpang dari trend.3. Gradient
tekanan pada berbagai kedalaman ditentukan dengan cara:a.
Menentukan perbandingan ekstrapolasi resistivity shale normal
dengan resistivity shale hasil pengamatan.b. Tekanan formasi
dicocokan dengan perbandingan perhitungan c. OverlayOverlay adalah
chart yang terdiri dari serangkaian garis paralel yang
menggambarkan tekanan formasi dalam besaran berat lumpur. Overlay
dapat mempercepat evaluasi tekanan formasi secara langsung. Metode
ini dikembangkan oleh Hottman dan Johnson.Untuk mengetahui tekanan
pada suatu kedalaman, overlay digeser ke kiri dan ke kanan sampai
tekanan formasi normal berhimpit dengan trend normal. Tekanan
formasi dibaca langsung pada kedalaman yang sedang diamati dari
plot resistivity pada garis paralel. Hal ini dapat dilihat pada
gambar 3.9. Gambar 3.10. adalah overlay resistivity yang merupakan
chart yang digeser ke kiri dan ke kanan di atas grafik plot
resistivity dari suatu data lapangan (gambar 3.11). Ada beberapa
kelemahan dalam penggunaan overlay hanya dapat digeser ke kiri dan
ke kanan tetapi tidak dapat digeser ke kiri dan ke kanan tetapi
tidak dapat ke arah vertikal, overlay biasanya dibuat untuk suatu
tipe kertas semilog dan tidak dapat digunakan untuk tipe yang lain
dan overlay tidak dapat menghitung perumahan salinitas air formasi
abnormal. Untuk menormalkan efek salintas tersebut d. Densitas
BulkKetika pemboran mencapai daerah bertekanan normal, densitas
bulk dari batuan yang dibor bertambah kompaksinya atau pengecilan
porositas. Seperti pada porositas bertekanan tinggi yang dijumpai,
assosiasi porositas yang tinggi akan menyebabkan penyimpangan trend
densitas bulknya. Hal ini dapat dilihat pada gambar 3.12. Perubahan
tekanan dari normal ke abnormal
4. PROBLEM PEMBORAN YANG BERKAITAN DENGANTEKANAN FORMASI
Jika pemboran menembus formasi dengan tekanan hidrostatik lumpur
yang cukup memadai, maka dapat mencegah :1. lubang bor runtuh dan2.
masuknya fluida formasi.
Untuk mencapai kondisi tersebut, maka tekanan hidrostatik lumpur
harus sedikit lebih besar dari tekanan formasi (disebut sebagai
overbalance). Tetapi jika overbalance terlalu besar akan
menyebabkan :
1. Menurunkan laju penembusan (chip hold down effect)2. Hilang
lumpur (aliran lumpur masuk ke formasi)3. Rekah formasi (melebihi
gradien rekah formasi)4. Pipa terjepit (differntial pressure pipe
stuck).
Tekanan formasi juga berpengaruh terhadap perencanaan casing.
Jika zona tekanan abnormal berada diatas zona subnormal, maka
densitas lumpur yang sama tidak dapat digunakan pada kondisi
tersebut (karena zona bawah akan rekah). Untuk itu, maka zona atas
harus dipasang casing, agar berat lumpur dapat diturunkan untuk
melanjutkan pemboran pada zona bawah. Problem umum yang sering
terjadi adalah penempatan surface casing terlalu tinggi, sehingga
ketika pemboran menembus zona tekanan abnormal kick tidak dapat
disirkulasikan keluar dengan lumpur berat karena terjadi rekah
formasi pada zona atas yang tidak dipasang casing. Setiap rangkaian
casing harus dipasang pada kedalaman maksimum berdasarkan data
gradien rekah formasi. Jika hal ini tidak dilakukan, maka harus
dipasang casing tambahan atau liner sebagai protektor. Hal ini
bukan saja mahal, tetapi juga akan memperkecil diameter lubang bor,
sehingga akan menimbulkan masalah pada saat sumur dikomplesi.
BAB IISTANDAR API SURFACE CASING
CasingCasing memiliki beberapa fungsi penting selama pengeboran
dan penyelesaian dari sumur. Hal ini digunakan untuk mencegah
lubang bor dari runtuhan/ambrukan selama pengeboran sumur, untuk
menyediakan sarana dalam mengontrol cairan yang ditemui saat
pengeboran, untuk mencegah kontaminasi dari cairan yang akan
diproduksi, dan melindungi atau mengisolasi formasi tertentu selama
dalam sumur. Casing juga merupakan salah satu bagian yang paling
mahal dari sebuah sumur, sekitar 20% dari biaya untuk diselesaikan
dengan baik. Casing biasanya dibagi menjadi lima tipe
dasar.Conductor CasingPipa konduktor atau dorongan pipa jika
hammer-terdorong ke kedalaman, yang pertama string casing yang akan
digunakan. Pengaturan kedalaman bisa bervariasi dari 10 ft menjadi
sekitar 300 ft. Rentang ukuran normal untuk konduktor pipa adalah
dari 16 sampai 36 inci (diameter luar). Konduktor pipa harus cukup
besar untuk memungkinkan string casing lainnya yang akan dijalankan
melaluinya. Tujuan konduktor pipa adalah untuk:1. meningkatkan
tingkat sirkulasi fluida sehingga pengembalian cairan yang tepat1.
mencegah washouts di dekat permukaan, biasanya tidak terkonsolidasi
formasiSurface CasingJumlah surface casing yang digunakan akan
tergantung pada kedalaman formasi yang tidak dikonsolidasi. Surface
casing biasanya diatur dalam formasi pertama yang kompeten/mampu.
Ukuran normal untuk surface casing adalah antara 20 inci dan 13-3/8
inci (diameter luar). Karena suhu, tekanan dan cairan korosif yang
cenderung meningkat pada kedalaman, nilai yang berbeda dari casing
akan diperlukan untuk menangani kondisi sumur yang berbeda. Tujuan
dari surface casing adalah untuk:1. melindungi formasi air tawar1.
menutup formasi yang tidak dikonsolidasi dan zona lost
circulation1. menyediakan tempat untuk menginstal B.O.P. 's1.
melindungi "membangun" bagian pada sumur menyimpang (deviated
wells)1. menyediakan cukup "kebocoran-off (leak-off)" test yang
akan dikonduksiIntermediate Casing Intermediate casing diatur
setelah surface casing, biasanya untuk menutup masalah formasi.
Ukuran dari intermediate casing akan tergantung pada ukuran surface
casing dan kelas/tingkatan yang dibutuhkan untuk menahan kondisi
bawah permukaan. Ukuran normalnya antara 9 5/8 dan 13 3/8 inci
(diameter luar).Production CasingProduction casing biasanya
dipasang terakhir setelah string pipa diatur dalam sumur. String
ini dijalankan untuk mengisolasi formasi produksi dan menyediakan
produksi selektif di daerah produksi multi-zona (multi-zone
production areas). Ukuran dari production casing akan tergantung
pada tingkat produksi yang diharapkan, semakin tinggi tingkat
produksi barel per hari, semakin besar diameter dalam pipa. Ukuran
umumnya adalah antara 3 dan 7 inci (diameter luar).LinerSebuah
liner adalah string casing yang tidak mencapai permukaan. Mereka
biasanya "digantung" (melekat pada intermediate casing menggunakan
susunan pengepakan (packers) dan slip) dari dasar intermediate
casing dan mencapai ke dasar lubang. Keuntungan utama dari liner
adalah biaya string berkurang, seperti menjalankan dan penyemenan
kali (as are running and cementing times). Selama jalannya sumur,
jika liner tersebut harus diperpanjang ke permukaan (membuat string
lain dari casing), string dipasang/dilekatkan liner ke permukaan
dikenal sebagai "tie-back" string.Casing StandardsThe American
Petroleum Institute (API) telah mengembangkan standar dan
spesifikasi tertentu untuk lapangan minyak terkait casing dan
tubing. Salah satu standar yang paling umum adalah berat per satuan
panjang. Ada tiga "bobot (weight)" yang digunakan:1. Berat Nominal
(nominal weight): Berdasarkan teoritis dihitung berat perfoot berat
untuk panjang 20 ft berulir (threaded) dan ditambah casing joint.1.
Plain End Berat (plain end weight): Berat dari casing joint tanpa
benang (threads) dan kopling.1. Threaded dan Ditambah Berat
(Threaded and Coupled Weight): Berat bersama casing dengan benang
(threads) pada kedua ujung dan kopling di salah satu ujungnya.The
Plain end Weight, and Threaded and Coupled Weight adalah
perhitungan yang menggunakan formula API. Ini bisa ditemukan pada
API bulletin 5C3.Standar API memasukkan tiga tingkatan panjang,
yang mana adalah:1. R-1: panjang joint harus dengan tingkatan dari
16 sampai 25 feet, dan 95% harus mempunyai panjang lebih besar dari
18 feet1. R-2: panjang joint harus dengan tingkatan dari 25 sampai
34 feet, dan 95% harus mempunyai panjang yang lebih besar dari 28
feet1. R-3: panjang joint harus lebih dari 34 feet, dan 95% harus
mempunyai panjang lebih besar dari 36 feet.Nilai/kelas API (The API
grade) dari casing menunjukkan sifat baja casing. Tingkatan
memiliki keterangan, yang menunjuk kelas/nilai, dan nomor yang
menunjuk kekuatan luluh (yield strength) minimum dalam ribuan psi.
Sebuah tabel nilai API casing dan sifatnya tercantum di bawah
ini:
Sifat dari casing didefinisikan sebagai:1. Yield Strength:
Tegangan tarik (the tensile stress) diperlukan untuk menghasilkan
pemanjangan total 0,5% per satuan panjang1. Collapse Strength:
Tekanan maksimum dari luar (the maximum external pressure) atau
gaya yang dibutuhkan untuk menutup casing joint1. Burst Strength:
Tekanan maksimum dari dalam (the maximum internal pressure) yang
diperlukan untuk menyebabkan casing joint untuk menghasilkan/luluh
(yield)
BAB IIITEORI DASAR PEMBORAN DENGAN CASING
Perkembangan teknologi pemboran di dunia telah membuat
pembaharuan dalam segi operasi pemboran, salah satunya adalah
pemboran dengan Casing. Pemboran dengan casing adalah penyempurnaan
dan pengembangan dari Casing While Drilling. Faktor yang membawa
operator untuk menggunakan teknologi ini adalah pengurangan waktu
dalam kurva pemboran dan pengurangan biaya peralatan yang berdampak
akan mengurangi biaya pemboran.Ada dua metode dasar atau sistem
penggunaan dari pemboran dengan casing yaitu :
1. Dengan memasukkan retrievable bottom hole assembly ke dalam
casing dan menggunakan motor untuk menggerakan pahat konvensional
dan reamer, yang selanjutnya disebut dengan casing drilling.2.
Dengan sistem memutar casing dari permukaan dan menggunakan sistem
penyambungan casing internal dan pahat yang dapat dibor kembali
dengan peralatan BHA penyemenan di tempat, yang selanjutnya disebut
dengan drilling with casing. Penggunaan kedua metode atau sistem
ini tergantung dari kegunaan dan fungsi pemakaian di lapangan,
karena pemboran dengan casing ditawarkan sebagai solusi bagi
masalah-masalah yang mungkin terjadi pada saat pemboran.3.1 Konsep
Dasar Casing DrillingSistem casing drilling adalah sistem atau
metode pemboran dengan menggunakan casing sebagai rangkaian pipa
pemboran. Dalam hal ini fungsi dari rangkaian pipa pemboran sebagai
media untuk melewatkan energi mekanik dan hidrolik kepada pahat bor
digantikan oleh casing sehingga dalam pengoperasiannya sistem ini
memerlukan peralatan khusus atau beberapa bentuk modifikasi dari
peralatan konvensional yang sudah ada.Pada dasarnya, suatu
rangkaian casing drilling terbagi menjadi dua rangkaian utama
(lihat gambar 3.1), yaitu :1. Rangkaian Bottom Hole Assembely (BHA)
Rangkaian BHA casing drilling terdiri dari :a. Pilot Bit.b.
Underreamer.c. Motor untuk Dirrectional Control (jika
diperlukan).d. Rangkaian peralatan LWD dan MWD (jika diperlukan).2.
Rangkaian Pipa Casing Rangkaian pipa casing pada casing drilling
telah didesain khusus untuk menahan beban putaran dan tekanan, yang
telah dilengkapi pula dengan parameter khusus seperti :a. Casing
Lock Collarb. Casing Torque Collarc. Centralizer Khususd. Sistem
pengunci pada bagian akhir rangkainPada aplikasinya rangkaian BHA
diturunkan dan dipasang pada bagian akhir casing dengan sutu sistem
pengunci khusus, kemudian kedua rangkaian tersebut diturunkan
secara bersamaan ke dalam lubang bor dan melakukan pekerjaan
pemboran sampai menembus formasi yang dituju. Sedangkan untuk
mengoperasikan sistem BHA serta untuk mencabut rangkaian BHA
apabila kedalaman yang sudah tercapai atau diperlukan untuk
mengganti bit atau motor digunakan powerfull wireline unit.
Sistem penyemenan yang digunakan pada casing drilling tidak jauh
berbeda dengan sistem penyemenan yang digunakan pada operasi
pemboran konvensional. Operasi penyemenan pada sistem ini dilakukan
dengan menurunkan bottom plug terlebih dahulu sehingga bottom plug
terkunci pada landing collar setelah itu barulah dipompakan semen
dan didorong dengan menggunakan cementing plug hingga cementing
plug terkunci pada bottom plug dengan suatu mekanisme pengunci
khusus yang selanjutnya berfungsi untuk menahan tekanan balik dari
semen yang dipengaruhui oleh tekanan formasi. Setelah itu barulah
dilakukan pemboran untuk fase selanjutnya.3.2 Tujuan Penggunaan
Casing DrillingCasing drilling terutama didesain untuk suatu
kondisi yang mengharuskan operator segera memasang casing setelah
membor, sehingga kemungkinan terjadinya masalah formasi dapat
dikurangi. Dengan segera menurunkan dan memasang casing pada lubang
bor, masalah formasi yang disebabkan oleh runtuhnya formasi shale
pada saat memasang casing dapat dicegah. Sistem ini juga dapat
mengurangi time spent waiting maupun unscheduled event, yang
terutama penting untuk operasi pemboran lepas pantai, di mana arus
pasang surut sangat berpengaruh pada saat harus dilakukan
pencabutan BHA dan menurunkan casing dengan segera. Selain dapat
diperoleh efisiensi biaya operasional dan efisiensi waktu operasi
yang berarti, dengan digunakannya metode casing drilling ini faktor
keselamatan dapat ditingkatkan pula (dengan mengurangi tenaga kerja
yang diperlukan).3.3 Keuntungan Penggunaan Casing
DrillingKeuntungan yang dapat diperoleh dengan menggunakan sistem
casing drilling pada suatu operasi pemboran antara lain adalah
sebagai berikut :3.3.1 Efisiensi RigKeuntungan yang dapat diperoleh
dari penggunaan rig khusus pada operasi casing drilling adalah :
Desain rig lebih kecil dan ringan sehingga transportasinya lebih
mudah. Mengurangi biaya sewa rig. Membutuhkan horse power dan
perawatan yang lebih sedikit. Mengurangi pengulanggan kerja pada
drawwork (pada saat triping time). Dalam mengoperasikannya sistem
casing drilling dapat juga digunakan rig konvensional dengan
memodifikasi beberapa sistemnya.3.3.2 Efisiensi OperasionalDalam
segi operasional, keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan
sistem casing drilling adalah : Diperlukan konsumsi bahan bakar
yang lebih sedikit (dengan digunakannya diameter rangkaian pemboran
yang lebih besar pada casing drilling, maka pressure loss pada
rangkaian pemboran dapat diminimalkan sehingga tenaga pompa yang
diperlukan tidak terlalu besar dan penggunaan bahan bakar dapat
dihemat). Mengurangi biaya lumpur dan semen. Mengurangi waktu
tripping (pada saat penggantian BHA). Mengurangi masalah deviasi
dan dogleg.3.3.3 Efisiensi Unscheduled eventUntuk meminimalkan
unscheduled event pada suatu operasi pemboran keuntungan bisa
diperoleh dari penggunaan sistem casing driling adalah : Dapat
mengatasi timbulnya masalah pada lubang sumur yang disebabkan oleh
tekanan swab dan surge. Dapat mengaatasi timbulnya masalah pada
zona waterflow, shear dan fluid loss pada saat menempatkan casing.
Dapat mengatasi timbulnya rongga pada lubang bor saat dilakukan
reaming back dari rangkaian pipa pemboran.3.4 Keterbatasan
Penggunaan Casing Drilling.Pada sistem ini terdapat beberapa
keterbatasan yang disebabkan oleh penggunaan casing sebagai
rangkaian pemboran. Keterbatasan tersebut antara lain adalah :
Kecepatan putaran casing string tidak terlalu tinggi. Keterbatasan
beban torsi yang mampu ditahan oleh casing pada saat rangkaian
casing diputar. Hanya efektif digunakan pada sumur-sumur
pengembangan (development well). Timbulnya masalah fatigue.
3.5 Konsep Dasar Drilling With Casing (DWC)Drilling with casing
adalah suatu metode atau sistem dengan menggunakan rangkaian casing
sebagai rangkaian pipa pemboran. Dalam hal ini rangkaian pipa
pemboran sebagai media untuk melewatkan energi mekanik atau
hidrolik kepada pahat bor, digantikan oleh casing. Berbeda dengan
konsep pemboran casing drilling yang telah diterangkan sebelumnya,
Drilling With Casing menggunakan pahat bor khusus yang dinamakan
Drillshoe, yang akan diletakkan pada sambungan casing
pertama.Dengan sistem ini, setelah lubang yang dibor dengan casing
mencapai kedalaman casing setting depth, penyemenan ditempat dapat
langsung dilaksanakan tanpa harus diangkat dulu dari lubang (tanpa
memerlukan tripping) dan tidak membutuhkan alat lain dalam casing
untuk penyemenan. Karena float valve sudah diletakkan pada
rangkaian casing selama operasi pemboran. Setelah CSD (casing
setting depth) dicapai dan lubang bor dibersihkan dengan
mensirkulasikan lumpur di dalam lubang, lalu bottom plug diturunkan
sampai duduk pada float collar kemudian pompakan bubur semen dan
didorong dengan top plug, maka membrane pada bottom plug akan pecah
dan semen akan masuk mengisi annulus sampai posisi top plug
berhimpit dengan bottom plug, dan setelah pekerjaan penyemenan
selesai Drillshoe dapat langsung dibor dengan pahat PDC
konvensional untuk fase pemboran selanjutnya.Sistem pemboran dengan
casing ini tidak membutuhkan modifikasi untuk rig pemboran
konvensional. Peralatan yang dibutuhkan untuk operasi ini adalah
sistem top drive. Karena tidak ada yang dihilangkan dari casing,
tidak ada persyaratan khusus untuk kabel bor atau peralatan
penanganan pipa khusus untuk operasi ini. Sampai saat ini, tidak
ada operasi DWC yang menggunakan rig penggerak kelly. 3.6 Tujuan
Penggunaan Sistem DWCTeknik pemboran dengan menggunakan casing
tidak dapat dipungkiri lagi sebagai teknik yang mampu mengurangi
biaya-biaya pembuatan sumur, atau mempermudah pembuatan sumur yang
efektif dan praktis selama bisa diaplikasi dilapangan. Pemboran
dengan casing memberikan keuntungan dalam penyelesaian pekerjaan
dimana tripping time untuk mengangkat peralatan pemboran dan waktu
untuk menurunkan casing ke kedalaman setting depth di eliminasi dan
pekerjaan dapat langsung dilanjutkan pada tahap penyemenan tanpa
masalah. 3.7 Keuntungan Penggunaan Sistem DWCKeuntungan yang dapat
diperoleh dengan penggunaan sistem DWC pada suatu operasi pemboran
dapat dibagi menjadi beberapa bagian yaitu efisiensi rig, efisiensi
fluida, efisiensi operasional, efisiensi unscheduled event.
3.7.1 Efisiensi RigKeuntungan yang dapat diperoleh dari
efisiensi rig pada operasi DWC adalah : Tidak memerlukan rig khusus
atau bisa menggunakan rig konvensional sehingga tidak ada biaya
untuk menyewa rig yang khusus. Tidak diperlukkan sewa transportasi
, perawatan dari drill pipe dan drill collar. Membutuhkan horse
power dan perawatan yang lebih sedikit. Mengurangi pengulangan
kerja pada drawwork (pada saat triping time).3.7.2 Efisiensi
FluidaKeuntungan yang dapat diperoleh dari efisiensi fluida pada
operasi DWC adalah : Laju alir dapat dikurangi. Meningkatkan
pengangkatan cutting sehingga pembersihan lubang dapat lebih
effisien.3.7.3 Efisiensi OperasionalDalam segi operasional,
keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem DWC adalah :
Diperlukan konsumsi bahan bakar yang lebih sedikit ( dengan
digunakannya diameter rangkaian pemboran yang lebih besar pada
sistem DWC, maka pressure loss pada rangkaian pemboran dapat
diminimalkan sehingga tenaga pompa yang diperlukan tidak terlalu
besar, dan dengan adanya hal tersebut maka penggunaan bahan bakar
dapat lebih dihemat ). Menggurangi waktu tripping ( pada saat
tripping dan penggantian BHA ) Menggurangi masalah deviasi dan
dogleg. Mengurangi kebutuhan horse power rig, karena kebutuhan rate
pompa dan tekanan yang lebih kecil.3.7.4 Efisiensi Unscheduled
eventDalam meminimalkan unscheduled event pada suatu operasi
pemboran keuntungan yang bisa diperoleh dari penggunaan sistem DWC
adalah : Dapat meminimalkan timbulnya masalah pada lubang sumur
yang disebabkan oleh tekanan swab dan surge.3.8 Keterbatasan Sistem
DWCPada sistem DWC terdapat beberapa keterbatasan yang disebabkan
penggunaan casing sebagai rangkaian pemboran.
Keterbatasan-keterbatasan tersebut antara lain adalah : Torsi
pemboran harus tidak boleh melebihi dari torsi casing. Teknologi
saat ini dibatasi hanya untuk formasi yang lunak. Kedalaman
dibatasi oleh kemampuan bit. Penggantian bit tidak memungkinkan
karena harus mencabut seluruh rangkaian, sehingga menjadi tidak
efisien.3.9 Sistem DWC dan Alat Alat Khusus yang DigunakanSistem
DWC dengan menggunakan casing drill shoe yaitu bagian terbawah dari
rangkaian casing sebagai pengganti drill bit. Drill shoe ini
didesain dan berfungsi sebagai pahat pemborannya. Pemutaran casing
di permukaan menggunakan top drive system. Ada dua cara untuk
menghantarkan torsi dan putaran dari top drive ke rangkaian casing
pemboran, yaitu dengan casing spears atau water bushing.Rangkaian
pemboran pada sistem ini terbagi menjadi dua rangkaian utama yang
pertama rangkaian adalah BHA yang terdiri dari drill shoe, float
collar, dan casing. Sedangkan yang kedua adalah peralatan
pengangkatan yang harus bisa menahan berat, melakukan permutaran
torsi dan mengandung tekanan. Perputaran DWC membutuhkan metode
penyambungan dari top drive dengan casing, untuk menggerakan
rangkaian casing. Ada dua alternatif peralatan pengangkatan yang
digunakan yaitu : water bushing (casing cross over) dan casing
spears.3.9.1 DrillshoeDrillshoe adalah alat yang berfungsi sebagai
pahat.yang diset di bawah rangkaian pemboran (lihat gambar 3.6).
Bagian tengah dari nose alat ini terbentuk dari alumunium alloy,
yang dapat dibor dengan segala macam bit / pahat. Alat ini dibentuk
dengan kombinasi dari elemen thermally stable diamond cutting
(intan pemotong yang stabil dalam temperatur dan densitas tinggi),
tungsten carbide (besi berat tempaan yang terbuat dari bahan
sejenis karbid) di depan blade dan badan luarnya mempunya PDC
cutter.Drillshoe sangat agresif dan akan membor secara cepat dengan
WOB rendah. Alat pemboran yang agresif dapat membuat torsi yang
tinggi untuk berat yang rendah.
Tiga jenis model drillshoe yang digunakan dalam pemboran dengan
casing yaitu:1. Drillshoe 12. Drillshoe 23. Drillshoe 3Adapun
keterangan dari ketiga jenis drillshoe yang digunakan adalah
sebagai berikut,1. Drillshoe 1Drillshoe 1 mempunyai sistim kerja
untuk lapisan atau formasi yang tidak begitu keras dan juga
menghemat biaya ketika melakukan pemboran di bandingkan dengan
pemboran konvensional, saving cost sewaktu akan mempersiapkan dan
melakukan penyemenan (Cement in Place), tanpa adanya lagi Running
Casing, drillshoe 1 merupakan produk berjenis inti aluminium yang
berpusat di tengah dengan integral cutting blades. Pisau (blades)
terbuat dari bahan-bahan yang keras yang akan menghasilkan
ketahanan terhadap adanya abrasi dikarenakan pengaruh pemboran,
nozzel yang dapat di bor (Drillable) terdapat di antara blades
langsung kepada fluida pemboran yang berfungsi atau berpengaruh
kepada pendinginan dan cuttings removal.Pusat dari drillable core
terdapat di dalam badan baja (steel body) yang merupakan profile
dari keseluruhan dari blades dan dilanjutkan kepada badan dari
shoes yang melingkar hingga kepada diameter luar. Badan besi yang
terdapat di dalam badan (body) berhubungan dengan blades di luar
dari diameter luar cutting dan strutkur cutting yang terbuat dari
carbide yang akan akan dibor keluar kepada keseluruhan diameter.
Ketahanan terhadap abrasi dilindungi oleh kandungan metal matriks
yang mengandung carbide Bricketts.2. Drillshoe 2Drillshoe 2 secara
umum merupakan konstruksi yang hampir sama dengan Drillshoes 1, di
mana terdapat pembaharuan terhadap cuttingnya yang terdapat di
blades, yang mengandung berbagai jenis cutter jenis TSP yang
terdapat di sekitar permukaan blades. Ini akan menghasilkan
kemampuan untuk membor formasi yang lebih keras dan interval yang
lebih dalam atau kata lain berkemampuan dalam menembus zona yang
lebih dalam dalam pemboran dengan casing blades-nya di modifikasi
dengan PDC cutter kepada diameter gauge-nya di sekeliling bagian
luar dari drillshoe. 2. Drillshoe 3Drillshoe 3 merupakan produk
yang telah dikembangkan dari dua jenis Drillshoe di atas di mana
telah dikombinasikan dengan keunggulan atau keuntungan dengan
struktur cutting dari jenis PDC di mana merupakan standar dari mata
bor PDC. Dengan kemampuan untuk meletakkan atau menempatkan non
drillable dari struktur cutting ke dalam lubang sumur, jadi hanya
meninggalkan material dari pipa pemboran di daerah pahatnya tanpa
merusak dari blades drillshoes.3.9.2 Water BushingWater bushing
(cross over) adalah sebuah alat sederhana yang berfungsi untuk
menyambungkan top drive ke casing dan dapat di pasang pada torsi
rendah. water bushing dibuat agar casing yang paling atas
terhubungkan dengan top Drive sewaktu lubang dibuat dan sambungan
menambah. Ini adalah suatu operasi yang sangat sederhana,
penyambungannya dilakukan langsung dari water bushing ke casing, di
mana jenis ulir dari bagian water bushing harus sama dengan ulir
casing. 3.9.3 Casing SpearCasing spear sama fungsinya seperti water
bushing yaitu alat sederhana untuk menyambungkan top drive ke
casing. Casing spear didesain untuk penyambungan cepat pada casing,
casing spears dihubungkan dengan casing tidak dengan ulir, tapi
melalui bagian dalam casing yang dimasukkan oleh spears yang juga
dilengkapi dengan pack-off yang dapat menahan tekanan fluida
(seal). menyebabkan ulir casing sama sekali tidak dipergunakan
sehingga untuk penyambungan, hanya memerlukan satu koneksi,
mengurangi waktu dan berarti akan mempercepat proses penyambungan
dengan top drive system. Stop ring diposisikan dekat dengan puncak
spear untuk memastikan pegangan diletakkan pada tempat yang tepat
di dalam casing. putaran ke kiri tanpa pengangkatan khusus akan
melepaskan casing sedangkan putaran ke kanan memasang spear untuk
memegang rangkaian casing.3.10 Prosedur Kerja UmumPada Drillshoe 1
(HVOF Tungsten Carbide) dan Drillshoe 2 (Thermally Stable Diamond),
kedua-duanya sangatlah agresif dan cepat dalam melakukan pemboran
dengan WOB yang rendah. Peralatan pemboran yang agresif dalam
menimbulkan torque yang besar untuk berat yang rendah. Sangat
direkomendasikan nilai WOB dijaga sampai minimum, sampai beban
torque yang didapat dari Drillshoe diketahui. Hal ini dikarenakan
jika menggunakan berat WOB yang besar terlalu awal, kemungkinan
dapat menyebabkan beban torque yang terlalu besar atau menyebabkan
terlalu banyak pemakaian cutting structure.Prosedur kerja pada
pemboran dengan casing melalui beberapa persiapan yaitu 3:1.
Persiapan Awal Pada Pemboran1. Membongkar semua peralatan dan
lakukan pemeriksaan peralatan.2. Memeriksa dan mencatat nomor seri,
ukuran dan tipe alat.3. Memastikan tidak ada kerusakan pada
aluminium nose atau cutting structure.4. Memeriksa bagian nozzle.5.
Memindahkan pelindung ulir (thread protector) dan memeriksa jika
ada kerusakan.6. Memastikan bahwa tidak ada lapisan yang sobek atau
serpihan didalam peralatan.
2. Menyambung Casing Drilling String1. Mendirikan Drillshoe
box-up diatas keset karet atau alas kayu.2. Membersihkan dan
keringkan sambungan.3. Memasukan casing joint dan putar dengan
beban torque normal.4. Mengangkat dan menjalankan casing seperti
prosedur normal sampai 1 joint dari bagian akhir.5. Mengangkat
rangkaian casing dengan water bushing atau drilling spear.
3. Proses Awal Pemboran1. Memompakan lumpur dengan aliran
bertekanan tinggi seperti yang direkomendasikan.2. Memastikan
indikator berat pada kondisi nol dan catat tekanan pompa dan rotary
torque.3. Menjalankan pemboran dengan lambat sampai ke mudline dan
dengan hati-hati monitor nilai WOB, torque dan tekanan.4.
Dianjurkan bahwa joint pertama dilakukan pemboran dengan berat
minimum sampai rangkaian casing berdiri tegak dan stabil pada
lubang.
4. Pemboran Awal1. Selalu melakukan pemompaan dan memuutar
rangkaian sebelum sampai ke bawah.2. Menaikkan berat secara
beransur untuk mencapai ROP yang diinginkan.3. Mengingat, berat WOB
yang melampaui batas akan mengurangi umur alat.4. Memonitor tekanan
pompa secara hati-hati.
5. Pekerjaan PenyemenanFloat collar yang terpasang bersamaan
dengan rangkaian casing dapat membuat operasi penyemenan segera
dimulai begitu target total depth dicapai. Operasi penyemenan ini
dapat dilakukan seperti prosedur penyemenan normal.
6. Drilling Out Drilling out atau pemboran selanjutnya pada
Drillshoe dapat digunakan dengan pahat bor standar atau dengan
Drillshoe tipe lainnya.
A. Pemboran selanjutnya dengan pahat bor.- Aluminum nose sangat
baik dibor dengan WOB medium, RPM rendah dan flow rate maksimum.-
Diperkirakan waktu yang dibutuhkan menembus nose Drillshoe adalah 5
20 menit.- Jangan melakukan putaran ketika menarik BHA naik keatas
shoe, kecuali benar-benar diperlukan.B. Pemboran selanjutnya dengan
Drillshoe- Aluminum nose sebaiknya dibor dengan WOB yang sangat
rendah, RPM rendah dan flow rate maksimum.- Diperkirakan waktu yang
dibutuhkan menembus nose Drillshoe adalah 10 - 40 menit.- Jangan
melakukan putaran ketika menarik naik keatas shoe, kecuali
benar-benar diperlukan.
3.11 Metode Perhitungan yang Digunakan pada DWCDalam pemilihan
material casing yang tepat pada aplikasi sistem DWC ini, perlu
diperhitungkan pula beberapa faktor lain yang dapat mempengaruhi
kemampuan pipa casing yang dalam hal ini akan digunakan sebagai
rangkaian pipa pemboran. Faktor-faktor yang harus diperhitungkan
agar rangkaian pipa casing dapat mampu menahan beban tekanan lain
adalah, beban collapse, beban burst serta beban tension. Metode
perhitungan yang digunakan untuk perhitungan ini adalah metode
grafis4. Metode ini secara luas digunakan untuk memilih sesuai
berat, grade dan menentukan kedalaman casing yang akan diseting.
Beban burst, collapse dan tension ditentukan dengan menggunakan
grafik tekanan vs kedalaman. ini.3.11.1 Beban CollapseBeban
collapse adalah beban yang ditimbulkan oleh tekanan fluida yang
terdapat di luar rangkaian pipa pemboran (pada annulus). Metode ini
beranggapan bahwa beban collapse ditimbulkan oleh tekanan formasi
di sepanjang casing tersebut sebelum penyemenan dilakukan. Metode
ini juga beranggapan yang sama dengan metode maksimum load bahwa
bahwa beban collapse akan mencapai harga terbesar pada saat sumur
mengalami lost circulation dengan sebagian tinggi lumpur tersisa di
dalam sumur/casing. Biasanya fluida yang berpengaruh terhadap beban
collapse yang ditimbulkan adalah lumpur serta semen pada saat
casing dipasang terutama tekanan hidrostatik pada saat semen
disirkulasikan sampai ke permukaan.Pembebanan fluida yang membantu
casing menahan collapse (back up) adalah lumpur dengan densitas
yang paling ringan yang dipakai saat pemboran kedalaman selanjutnya
di bawah kaki casing.
Tahapan-tahapan perhitungan untuk mengetahui besarnya beban
collapse yang harus ditanggung oleh pipa adalah sebagai berikut :
1. Menghitung tekanan eksternal dan tekanan Internal pada kolom
lumpur di luar dan di dalam casing.2. Menghitung tekanan collapse
(Pc) dari perbedaan tekanan eksternal dan tekanan internal.3. Pada
grafik kedalaman vs tekanan,tarik garis dari Pc = 0 di permukaan
dan Pc = maksimum di casing shoe. Garis ini adalah garis tekanan
collapse.Pc di shoe = 0.052 x mud weight (ppg) depth (ft) 3.14.
Menarik garis lurus harga collapse dari casing yang tersedia.5.
Persilangan dari garis tekanan collapse dan garis lurus dari casing
tertentu akan mendapatkan kedalaman yang sesuai untuk casing
tersebut.3.11.2
Beban BurstBeban burst adalah beban yang yang disebabkan oleh
tekanan hidrostatik lumpur di dalam casing dan tekanan permukaan.
Beban burst untuk surface casing ditimbulkan oleh kolom lumpur yang
mengisi seluruh panjang casing dan tekanan maksimum tertentu yang
dapat dicapai pada bagian atas dan bawah serta pada masing-masing
kedalaman antara bagian atas dan dasar rangkaian pipa bor.Beban
burst maksimum dapat ditemui pada saat terjadi kick dan dalam
annulus berisi gas dan lumpur. Untuk dapat menghitung beban burst
yang harus ditahan oleh pipa, maka berdasarkan pada metode grafis
tahapan-tahapan perhitungannya adalah :1. Menghitung gradient
tekanan formasi.Gf = Gradient rekah (ppg) x
0.052................................................ 3.22.
Menghitung tekanan eksternal dari tekanan formasi yang diharapkan
dari kedalaman selanjutnya. Pf = Gf (psi/ft) depth
(ft)...........................................................
3.33. Menghitung tekanan dalam casing. Pi = Pf (psi) (TD (ft) CSD
(ft) ) x Gradien gas (psi/ft)............. 3.44. Menghitung tekanan
luar casing. Pe = 0.052 x berat lumpur (ppg) x CSD
(ft).................................... 3.55. Denga perbedaan
tekanan yang diperoleh dari tahap 3 dan tahap 4 akan memberikan
tekanan burst di shoe.Pb di shoe = (Pi (psi) - Pe(psi) ) x SF burst
............ 3.6Sedangkan harga burst di permukaan diberikan
menggunakan persamaan :Pb di permukaan = Pf - TD Gf
................................................. 3.7di mana :Pb =
Tekanan burst, psi.Pf = Tekanan formasi, psi.TD = Total depth,
ft.CSD = Casing setting depth, ft.Gf = Gradien formasi, psi/ft.6.
Memplot tekanan burst pada grafik dan tarik garis lurus harga burst
yang tersedia dari casing.7. Persilangan dari garis tekanan burst
dan garis lurus dari casing tertentu akan mendapatkan kedalaman
yang sesuai untuk casing tersebut.3.11.3 Beban TensionBeban tension
sebagaimana diketahui adalah beban dari berat rangkaian casing yang
digantung di dalam sumur. Tetapi dengan adanya lumpur di dalam
sumur tersebut akan memberikan gaya apung terhadap casing tersebut
sehingga berat casing akan lebih ringan bila dibandingkan dengan
berat casing di udara. Akibat lain dari adanya gaya apung ini
adalah bahwa pada sebagian rangkaian casing tepatnya pada bagian
bawah, casing berada dalam kondisi kompresif dan selebihnya pada
keadaan tension. Pada tiap-tiap bagian dari rangkaian casing beban
tensile atau beban kompresif harus dapat diketahui secara pasti.
Perhitungan beban tension sangat penting untuk dilakukan pada
bagian-bagian terpisah dari rangkaian casing. Prosedur ini perlu
dilakukan pada saat masing-masing bagian dari casing diturunkan ke
dalam lubang bor serta disemen pada densitas fluida yang berbeda.
Perhitungan beban tension digunakan untuk mengevaluasi kekuatan
casing untuk memilih sambungan (coupling) yang sesuai dan untuk
menghitung beban biaksial. Untuk menghitung beban tension maksimum
yang harus ditahan oleh rangkaian casing pada masing-masing bagian,
dapat digunakan langkah - langkah sebagai berikut :1. Menentukan
berat rangkaian casing di udara :Wia = L P2. Menentukan buoyancy
factor :BF =3. Menentukan desain beban ( maximum tension )T = W
BFdi mana :W = Berat rangkaian casing, lb.L = Panjang casing (
kedalaman ), ft.P = Berat casing / joint, ppf.BF = Buoyancy
factor.= Berat lumpur pemboran, ppg.T = Beban tension,lb.
3.11.4 Beban BiaksialBeban biaxsial adalah gaya-gaya yang
bekerja pada casing yang terdapat di dalam sumur terjadi secara
kombinasi. Dengan adanya tension maka akan menurunkan collapse
resistance dan menaikkan burst resistance. Jadi dapat disimpulkan
dari uraiain di atas, bahwa terdapat empat kondisi dasar yang perlu
diperhatikan dalam penggunaan casing.1. Bila tekanan dalam tekanan
luar maka akan terjadi pembebanan burst.2. Bila terkanan luar
tekanan dalam maka akan terjadi pembebanan collapse.3. Bila Tension
minimum Yield Strength maka akan terjadi Deformasi Permanent.4.
Tension akan menurunkan Collapse Resistance.Parameter yang akan
dihitung pada beban biaksial ini adalah :a. Tes tekanan = 60% Pb
.... 3.11b. TST = BW + . ................ 3.12c. SF tension =
.......................................... 3.13d. SF burst =
................................. 3.14e. SF collapse =
................................................. 3.15f. BF = 630 x
D x Wn
.........................................................................
3.16g. SL = 3200 Wn.. 3.17di mana :Wia = Berat di udara,lbs.Bf =
Bouyancy factor.Pb = Tekanan burst, psi.TST = Total kekuatan
tensile,lbs.ID = Inside Diameter, in.SF = Safety Factor.BF =
Kekuatan bending, lbs.Wn = Berat persatuan panjang, lbs.SL = Shock
Load/kekuatan drag, lbs.