Dril-060 Peralatan Pemboran

Dril-060 Peralatan Pemboran 1

PPPeeerrraaalllaaatttaaannn PPPeeemmmbbbooorrraaannn

TUJUAN

Mengenali Peralatan Sistem Pengangkat (Hoisting System) Pada Operasi Pemboran

Derrick atau Portable Mast dan Substruktur Type-Type Rig

Block dan Tackle Drawworks

Mengenali Peralatan Sistem Sirkulasi (Circulating System) Pada Operasi Pemboran Mengenali Peralatan Sistem Pemutar (Rotating System) Pada Operasi Pemboran Mengenali Peralatan Sistem Pencegah Sembur Liar (BOP System) Pada Operasi Pemboran

Annular Preventer Ram Preventer

Mengenali Peralatan Sistem Daya (Power System) Pada Operasi Pemboran Mengenali Peralatan-Peralatan Khusus (berbentuk pipa) Pada Operasi Pemboran

2 Dril-060 Peralatan Pemboran

1. Pendahuluan

Pada operasi pemboran, biasanya peralatan yang dipakai dibagi ke dalam beberapa sistem. Pembagian sistem-sistem yang umum dilakukan oleh orang-orang di industri perminyakan adalah sebagai berikut:

1. Sistem pengangkat (Hoisting System) 2. Sistem pemutar (Rotating System) 3. Sistem sirkulasi (Circulating System) 4. Sistem daya (Power System) 5. Sistem pencegah sembur liar (BOP System)

Sistem-sistem di atas mempunyai hubungan yang erat antara yang satu dengan lainnya. Sistem-sistem tersebut saling tergantung satu dengan lainnya.


2. Sistem Pengangkat (Hoisting System)

Fungsi dari hoisting system adalah untuk menyediakan fasilitas dalam mengangkat, menahan dan menurunkan drillstring, casing string dan perlengkapan bawah permukaan lainnya dari dalam sumur atau ke luar sumur. Komponen-komponen utama dari hoisting system (lihat Gambar 1) adalah :

1. Derrick dan substructure 2. Block dan tackle 3. Drawwork

⇪⇪ Gambar 1. Hoisting System Components22)

Dua jenis kegiatan rutin yang sering menggunakan peralatan hoisting system pada saat operasi pemboran adalah:

1. Menyambung rangkaian string (making connection). Melaksanakan penyambungan berhubungan dengan proses penambahan sambungan baru pada drillpipe untuk penembusan yang makin dalam. Proses ini dapat dilihat pada (Gambar 2).

Gambar 2. Making Connection40)


2. Mencabut dan menurunkan rangkaian string (tripping out dan tripping in). Kegiatan ini meliputi proses pencabutan drillstring dari lubang bor untuk mengganti kombinasi peralatan yang digunakan dibawah permukaan (Bottom Hole Assembly) dan kemudian menurunkan rangkaian string kembali ke dalam sumur pemboran. Kegiatan ini biasanya dilakukan untuk mengganti bit yang sudah mulai tumpul. Proses ini dapat dilihat pada (Gambar 3).

⇪⇪ Gambar 3. Making Trip39)

2.1. Derrick atau Portable Mast dan Substruktur

Fungsi dari derrick adalah menyediakan ruang ketinggian vertikal yang diperlukan untuk mencabut pipa dari atau menurunkan ke sumur. Semakin tinggi derrick, semakin panjang rangkaian pipa yang dapat ditangani, sehingga semakin cepat pipa yang panjang dapat dimasukkan atau dikeluarkan dari lubang bor. Panjang pipa yang umum digunakan adalah berkisar antara 27 dan 30 ft. Kemampuan derrick untuk menangani panjang rangkaian pipa sering disebut dengan stand, yang tersusun dari dua, tiga atau empat sambungan drillpipe, yang sering disebut juga dengan kemampuan menarik doubles, thribbles atau fourbles.

Dalam penambahan ketinggian, kemampuan derrick ditentukan berdasarkan kemampuan menahan beban kompresif dan beban angin. Beban angin yang diijinkan ditentukan dari rangkaian drillstring di lubang bor dan rangkaian drillstring yang disandarkan pada salah satu sisi derrick. Bila drillstring disandarkan pada salah satu sisi dari derrick, momen penggulingan (overturning moment) harus dikenakan pada titik tersebut. Beban angin harus dihitung dengan asumsi beban angin searah dengan momen penggulingan. Anchored guy wires ditarik dari masing- masing kaki derrick untuk meningkatkan ketahanan rig dari beban rig. API mengembangkan klasifikasi ukuran untuk derrick (Gambar 4), sedangkan spesifikasinya diringkas dalam Tabel 1. Data dalam Tabel 1 juga dapat digunakan untuk menghitung beban angin pada derrick.


⇪⇪ Gambar 4 Klasifikasi Ukuran Derrick 1)

Tabel 1. Dimensi Ukuran Derrick 1) Der

rick Siz

e No 10

Height (A) Normal BaseSquare (B)

Pipe Size

Total Length,

Pipe

Weight

Wing Load

Area

ft in ft in (in) Ft Lb/f

t ft

10 80 0 20 0 2 7/8 9.2001 6.5 264 11 87 0 20 0 2 7/8 9.2001 6.5 264 12 94 0 24 0 2 7/8 9.2001 6.5 264 16 122 0 24 0 4 ½ 4.5002 18.5 353 18 136 0 26 0 4 ½ 10.8003 18.5 510

18A 136 0 30 0 5 8.9004 22.5 51019 146 0 30 0 5 5.0005 22.5 558 20 147 0 30 0 5 5.0005 22.5 558 25 189 0 37 6 5 20.0006 22.5 810

Dimensi-dimensi umum ukuran-ukuran derricks (Courtesy API Oppsit Drilling Engineering)

1. 132 stands 12 stands x 11 stands) 2. 48 stands (6 stands x 8 stands) 3. 110 stands (10 stands x 11 stands) 4. 90 stands (9 stands x 10 stands) 5. 160 stands 6. 148 stands


Derrick dan substruktur harus mampu menahan beban yang diberikan oleh berat pipa pada block ditambah sebagian dari drilpipe yang disandarkan pada derrick. Bila rangkaian casing yang berat dipasang, maka beberapa drillpipe kemungkinan perlu untuk disingkirkan agar kapasitas pembebanan pada derrick sesuai dengan kemampuannya.

Total kekuatan pada derrick tidak dibagi secara merata pada tiap kaki dari empat kaki derrick yang ada (lihat Gambar 5).

Tegangan fast line dibagikan merata antara kaki-kaki C dan D karena drawwork diletakkan antara kaki-kaki tersebut. Tegangan dead line sering memakai 1 kaki karena dead line anchor dekat salah satu kaki.

⇪⇪ Gambar 5. Distribusi Kekuatan pada Kaki-kaki Rig 1)

2.1.2. Rig Floor

Fungsinya menyediakan ruang kerja di bawah lantai rig untuk pressure control valve yang disebut juga blowout preventers, lantai rig biasanya lebih tinggi dari permukaan tanah dengan menempatkan substructure. Substructure harus dapat menopang beban rig dan beban dari semua peralatan yang ada di atas lantai rig. API Bull. D10 menyarankan kekuatan substructure dalam menyokong beban tergantung pada :

1. Beban pipa maksimum yang dapat diturunkan dan ditarik oleh rig. 2. Berat maksimum pipa yang dapat digantung pada rotary table

(terlepas dari beban penurunan dan penarikan pipa) 3. Beban sudut (corner load), maksimum beban yang dapat didukung

oleh masing-masing sudut dari substructure.

Secara umum desain dari ketinggian substructure ditentukan dari ketinggian blowout preventer dan kondisi tanah di daerah tersebut.


⇪⇪ Gambar 6. Rig Floor 22)

Istilah-istilah di Rig Floor:

1. Rotary Table: Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan menggantung drill string (drill pipe, drill collar dsb) yang memutar bit di dasar sumur.

2. Rotary Drive: Peralatan yang berfungsi untuk meneruskan daya dari drawworks ke rotary table

3. Drawwork: mekanisme hoisting system pada rotary drilling rig 4. Driller console (Gambar 7): Panel Pusat instrumentasi dari rotary

drilling rig. Panel ini digunakan untuk mengontrol proses yang terjadi dalam setiap sub-bagian-bagian utama. Meteran-meteran pada panel biasanya memberikan informasi tentang:

a. Mud Pump b. Pump Pressurec. Rotary Torque

d. Rotary Speed e.Tong Torque f. Weight Indicator

1. D

2. M

3. R

4. D

⇪⇪ Drillpipe tonmemutar bamenyambun

⇪⇪ Mouse hole:untuk meletsteam.

Rat hole: Lubuntuk melet

Dog House: untuk meny

Gambar 7. D

ng: Peralatanagian-bagianng dan mele

Gambar 8. Lubang bertakan drill pi

bang berselutakkan kelly Ruangan ke

yipan alat-ala

Driller Cons

n berupa kunn drill pipe, depas bagian-

Drillpipe Torselubung diipe, untuk d

ubung di sampada saat tr

ecil yang digat kecil lainn

sole 22)

nci besar yandrill colar, ca-bagian drill

ong 1)

i samping roisambungka

mping derickriping in mauunakan seba

nya.

ng dipakai unasing dsb dastring.

otary table dan ke kelly da

k atau mast upun tripingagai pos dril

ntuk n untuk

i lantai rig an drill

di rig floor g out. ler dan


5. Pipe Ramp (V ramp) : Lereng miring disisi atas substructure dimana pipa diletakkan sebelum diangkat ke rig floor

6. Catwalk: Jembatan di antara pipe rack di dasar pipe ram di samping rig dimana pipa diletakkan sebelum ke pipe ram.

7. Hydraulic Cat Head: Peralatan yang digunakan untuk menyambung atau melepas sambungan bila drill pipe atau drill collar akan ditambahkan atau dikurangkan dari drill steam sewaktu proses triping.

2.1.1. Rig

Rig merupakan gabungan dari derrick dan substructure. Secara garis besarnya, rig dapat dikatagorikan menjadi tipe rig dengan kedudukan yang tetap (fixed) dan tipe rig yang dapat bergerak (moveable). Kategori dari rig ditunjukkan oleh Gambar 9.

⇪⇪ Gambar 9. Klasifikasi Rig 1)

2.1.1.1. Cable tool rig

Rig ini merupakan jenis rig yang pertama kali digunakan dalam sejarah pengeboran minyak bumi. Cable tool rig pernah digunakan untuk mengebor sekitar 20 % dari sumur di Amerika Tengah sampai dengan tahun 1961. Sekarang cable tool rig sudah jarang digunakan.


⇪⇪ Gambar 10. Cable Tool Rig 3)

Pengeboran dengan menggunakan cable tool rig dilakukan dengan menggunakan special bit, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 11.

Komponen utama cabble tool drilling terdiri atas drillstring, bit, drilstem jar dan rope socket, yang digantung pada line atau kabel pemboran. Dalam pemboran ini tidak ada sirkulasi lumpur, karena cutting diangkat dengan menggunakan bailer setelah bitnya dinaikkan.


⇪⇪ Gambar 11. Bit Untuk Cable Tool Rig 3)

Cable tool rig memiliki batasan sampai ke kedalaman 5000 ft. Sekarang ini penggunaannya sudah sangat jarang, terkecuali untuk sumur-sumur completion dan pengeboran dangkal seperti pengeboran air.

2.1.1.2. Land rig

Yang termasuk land rig antara lain standard rig, truck yang dilengkapi dengan derrick, atau komponen rig.

2.1.1.3. Standard derrick

Tipe rotary rig yang dahulu sering digunakan adalah standard derrick. Standard derrick dipasang pada kedudukan rig (cellar) sebelum pengeboran, dan kemudian dapat dibongkar dan dipindahkan ke lokasi pemboran berikutnya. Rig standar juga dapat digunakan dalam kegiatan work over.

Berbeda dengan cable tool rig, standard derrick dapat didesain kekuatan dan ketinggiannya sesuai dengan yang diperlukan operasi pemboran. Ketinggian derrick diperlukan dalam pemasangan joint-joint casing ataupun pipa-pipa panjang yang terdiri atas 2, 3, atau 4 joint drill pipe.

2.11.1.4. Porta

sepertdiberikapasrig.

⇪⇪

⇪⇪ Ga

able rig

Rig jenis ti yang ditukan pada itas beban

Gambar

Portable ri

o Mudaho Biaya o

ambar 12. S

ini biasanyanjukan padastandard Amaksimumn

13. Portabl

ig memiliki b

h menaikkanoperasional

Standard De

a dipasangka Gambar 1

API 4 D. Penya sama se

le Truck Mo

beberapa ke

n dan menuryang lebih m

errick 8)

kan pada sa3. Spesifikas

erhitungan eperti perhit

ounted Rig 2

untungan, s

runkan rig murah

atu unit trusi dari rig ppengaruh atungan bag

20)

eperti :

uck khusus portable ini angin dan i standard

2.1.1.5.

Rig jdigunakan 10,000 ft , d

Conventio

Rig dapat dibakedalaman jam/hari (lih

⇪⇪ Ga

Rig Spesifikasi dilengkapi melengkapidipersiapka

jenis ini biasdalam pem

dan dapat dig

onal rig

ini memilikiawa dalam 6,000 samp

hat Gambar 1

ambar 14. R

ini mampu rig ini ditudengan ske rig sebagn seperti pa

sanya digunboran, rig igunakan sel

komponensatu truck

pai 35,000 f14).

Rig Pembora

mengangkanjukkan dalema susunagaimana mda (Gambar

nakan dalamni dapat meama 8, 12, a

-komponenk.. Conventft serta dap

an Konvens

at sampai 3lam (Tabel an dari rig, estinya, sed15).

m operasi woengebor samtau 24 jam /

yang besartional rig pat dioperas

sional 6)

jont pipa a2). Spesifikajuga cara

dangkan p

ork over. Apmpai kedala/hari.

r sehingga tmemiliki vasikan selam

atau satu stasi rig biasdan bagaimosisi rig d

abila

aman

tidak ariasi a 24

tand. anya

mana dapat


Tabel 2. Spesifikasi Rig Konvensional 1) Drawworks Continental-Emsco C-1 type III, 1,500 hp

Grooved for 1 3/8” drill line Baylor 6032 dynamatic brake

Derrict Ideco Fullview

143 ft high 750.000 lb static hook load

Substructure Modified Ideco

21 ft high 700.000-lb casing capacity simultaneous with 400.000 lb

setback capacity Power Source 3 Caterpillar D398-TA (diesel)

2,592 hp Pumps 1 National 10P-130, 1,300 hp

1 Gardner-Denver KXG, 1,000 hp 1 High volume-low pressure mud mixing system

Drillstring Drillpipe – 4 ½ ” OD various weights and grades

High tensile strength drillpipe available Standard size collars available through 9 in

Preventers (H2S Trim) 1 13 5/8-in. GL 5000 Hydril, annular

2 13 5/8 –in type V 5000 Hydril, single gate 1 Koomey closing unit, 120-gal capacity, air and electric, 6-

station accumulator with remote control 1 Lynn International choke and kill manifold, 4 in. x 2 in. x

5000 psi W.P Other Equipment Crown block – Ideco seven 52-in. sheaves, 400-ton

capacity Traveling block – Continental-Emsco RA526, 6-55-in.

sheaves, 400-ton capacity Hook – Byron Jackson 4300 Bunk house – 12 ft x 50 ft,wheeled, air conditioned Crown-O-Matic Desander – Swaco, six 6-in. cones, 1,200 gpm Desilter – degasser, twelve 4-in.conesDrillpipe spinning wrench – Varco Drilling Recorder Kelly spinner – Fastway Light plants – two Caterpillar 135 kw, 110/220 v AC Lights – Rig-A-Lite, vaporproof Mud tanks – 3 tanks system with mud agitatorsRadio – Motorola, 100 watt, FM Raotary table – Continental-Emsco, 27 ½ in. Shale shaker – Brandt dual standard Swivel – National type R


⇪⇪ Gambar 15. Skema Posisi Rig 1)

2.1.1.5. Marine rig

Rig pemboran yang digunakan di offshore disebut marine rig. Rig-rig marine dapat dikatagorikan sebagai berikut:

a. Barge Pengeboran dengan menggunakan barge terbatas untuk kedalaman air 8 - 20 ft (lihat Gambar 16). Barge ditarik ke lokasi dan dipancangkan pada dasar air. Setelah pengeboran selesai rig dapat dipindahkan ke lokasi berikutnya. Barge pada umumnya dirancang selengkap mungkin, yang terdiri atas rig pengeboran, tempat tidur untuk pekerja dengan fasilitas sebaik mungkin. Selain itu terdapat kapal-kapal untuk mengangkut pekerja dari dan ke pelabuhan terdekat dan untuk emergency pekerjanya. Barge tidak dapat digunakan bila tinggi gelombang lebih dari 5 ft.


Gambar 16. Drilling Barge

b. Jack Up Rig jackup memungkinkan pemakaian yang luas di laut untuk pemboran eksplorasi. Secara prinsip komponen-komponennya sama seperti unit tipe barge, dan mempunyai 3 sampai 5 kaki-kaki yang menunjang vessel. Rig ini memiliki kapal yang stand by untuk maksud keamanan (lihat Gambar 17). Keistimewaan dari jackup ini adalah kaki-kakinya yang bisa dinaikturunkan . Setiap kaki bisa ditanamkan atau ditambatkan ke suatu tempat yang bisa menunjang pada dasar laut (lihat Gambar 18). Rig ini dirancang untuk kedalaman minimum air 13 - 25 ft dan maksimum pada kondisi khusus, yaitu antara 250 - 350 ft. Maksimum kedalaman operasi ditentukan oleh kondisi cuaca, misalnya suatu jackup yang didesain untuk kedalaman operasi maksimum 300 ft, mempunyai batasan operasi antara 203 - 210 ft. Rig-rig jackup dipisahkan berupa slot atau cantilever rig tergantung pada pemakaian dan persyaratan yang diperlukan cantilever (lihat Gambar 19). Jembatan-jembatan rig dapat diletakan jauh atau dekat de ngan sumur, sedangkan menara ditempatkan pada tiang cantilever (lihat Gambar 20), sehingga barge dapat bergerak dengan bebas dan bisa ditempatkan di luar lokasi sumur.

⇪

⇪⇪ Gam

⇪⇪ Gam

mbar 18. Ba

bar 17. Jack

ntalan Penu

k Up Rig 36)

unjang Jack

k Up Rig 1)


⇪⇪ Gambar 19. Slot Type Jackup Rig 1)

c. PlatformPlatform riglubang summenuju resdibandingkaplatform rig

⇪⇪d. Drill shipDalam usahyang ditunjdilakukan pengeboranpengoperas

⇪⇪ Gamm rigs gs adalah pl

mur. Beberapservoir yangan dengan s

gs dapat dilih

⇪⇪ Gambp ha pengeborjang dari dpengeboran

n. Rig inisiannya.

mbar 20. Me

atform yanga sumur yan

g produktif satu sumur vhat pada (Ga

bar 21. Rig

ran dalam ladasar tidak n dengan tidak di

enara Rig

g digunakanng dibor seca

akan lebih vertikal dalaambar 21).

Flatform 36)

aut yang terbisa dilakumenggunakibatasi ole

n untuk menara miring d

banyak meam satu sum

rlalu dalam, ukan. Karenkan drill shh kedalam

ngebor bebeari satu platengurangi b

mur. Gambar

penggunaaa itu kemuhip atau k

man air d

erapa form biaya r dari

n rig udian kapal alam


Ada dua tipe drilling ship yang memiliki perbedaan karakteristik, dan harus diperhatikan dalam pemilihan rig tersebut. Drillship yang memakai tipe vessel kapal sebagai struktur utama untuk penunjang rig (lihat Gambar 22).

Gambar 22. Drillship 42)

Kini telah dikembangkan vessel baru untuk pengeboran yang dapat digerakan sendiri, atau diperlukan kapal laut untuk transportasinya. e. Semi submersible Unit pemboran semisubmersible (lihat Gambar 23.) merupakan vessel yang dirancang khusus untuk dipakai hanya dalam operasi perminyakan, yang memiliki kesetimbangan maksimum agar rig tetap stabil dan lebih mampu mengatasi gelombang yang besar dibandingkan dengan kapal-kapal vessel biasa.

2.2. B

Block dan T

Block

1. Cr2. Tr

Hte

3. Dkkarod

⇪⇪Tackle

dan tackle t

rown block: raveling blo

Hal ini memergantung d

⇪⇪Drilling lineomponen daatrol pada otating drarawwork da

Gambar

terdiri dari:

katrol-katrock: katrol-ka

mungkinkan i bawah crow

⇪⇪ Gamba: Tali kawaalam hoistincrown bloc

awwork drun dead line a

23. Rig Sem

l yang diam atrol yang btraveling b

wn block da

r 24. Travelat baja yanng system. Tack dan travum (Gambaanchor.

misubmersib

terletak di abergerak temblock bergern di atas rig

ing Block 2ng berfungsali ini dililitkaveling blockr 25). Dril

ble

atas mast atampat melilitrak naik da floor (Gamb

2) si menghuban secara bek kemudian ling line m

au derick. kan drilling

an turun sabar 24).

bungkan seergantian me

digulung pmenghubung

line. ambil

emua elalui pada gkan


⇪⇪ Gambar 25. Drilling Line 22)

Salah satu jenis dari drilling line adalah wire rope. Wire rope dibuat dari carbon steel yang didinginkan dengan cepat dan mempunyai variasi ukuran dan kekuatan (lihat Tabel 4.3)

API mengklasifikasikan ukuran wire rope sebagai berikut :

Extra Improved Plow Steel (EIPS) Improved Plow Steel (IPS) Plow Steel (PS) Mild Plow Steel (MPS)


Tabel 3. Jenis-Jenis Ukuran dan Konstruksi Wire Rope 1) Service and Well Depth Wire Rope

in Diameter

(mm) WireRope Description (Regular lay)

Rod and tubing pull lines Shallow ½ - ¾ inci (13 to 19) 6 x 25 FW or 6 x 26 WS or 6 x 31 WS or 18 x 7 or 19 x

7 PF, LL, IPS or EIPS, IWRC

Intermediate ¾ - 7/8 inci (19, 22)Deep 7/8 – 1 1/8 inci (22 to 29) Rod Hanger lines 1/4 (6.5) 6 x 19, PF, RL, IPS, FC Sand lines Shallow ¼ , ½ inci (6.5 to 13)

6 x 7 Bright or Galv, PF, RL, PS or IPS, FC Intermediate ½ , 8/16 (13, 14.5) Deep 8/16 , 3/8 14.5, 16 Drilling lines-cable tool (drilling and cleanout) Shallow 5/8 , ¾ (16.19)

6 x 21 FW, PF or NPF, RL or LL, PS or IPS, FC Intermediate ¾ , 7/8 (19. 22) Deep 7/8 , 1 (22.26) Casing lines-cable tool Shallow 3/4 , 7/8 (19.22)

6 x 25 FW, PF, RL, IPS, FC or IWRC 6 x 25 FW, PF, RL, IPS, or EIPS, IWRC

Intermediate 7/8 , 1 (22.26) Deep 1 , 1 1/8 (26.29) Drilling lines-coring and slim-hole rotary rigs Shallow 7/8 , 1 (22.26) 6 x 25 FW, PF, RL, IPS, or EIPS,IWRC

6 x 19 S or 6 x 26 WS, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC Intermediate 1 , 1 1/8 (26.29) Drilling lines-large rotary rigs Shallow 1 , 1 1/8 (26.29)

6 x 19 S or 6 x 21 S or 6 x 25 FW, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC

Intermediate 1 1/8 , 1 ¼ (29.32) Deep 1 ¼, 1 ¾ inci (32.45) Winch lines-heavy duty 5/8 - 7/8 inci (16 to 22) 6 x 26 WS or 6 x 31 WS, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC

6 x 36 WS, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 7/8 – 1 1/8 inci 22 to 29) Horsehead pumping-unit lines Shallow ½ - 1 1/8 inci (13 to 29) 6 x 19 class or 6 x 37 class or 19 x 7, PF, IPS, FC or

IWRC 6 x 19 class or 6 x 37 class, PF, IPS, FC or IWRC 6 x 19 class, bright or galv., PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 6 x 37 class, bright or galv., PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 6 x 61 class, bright or galv., PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 6 x 19 class PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 6 x 37 class PF, RL, IPS or EIPS, IWRC 6 x 25 FW, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC Wire Rope description (lang lay) 6 x 36 WS or 6 x 41 WS or 6 x 41 FW or 6 x 49 FW, S, PF, RL, IPS or EIPS, IWRC

Intermediate 5/8 – 1 1/8 inci (16 to 29) Offshore anchorager 7/8 – 2 ¾ onci (22 to 70) Lines 1 3/8 – 4 ¾ inci (35 to 122) 3 ¾ - 4 ¾ inci (96 to 122) Mast raising lines 1 3/8 and

smaller (thru 35)

1 ½ and larger (38 and up)

Guideline tensioner line ¾ (19) Riser tensioner lines 1 ½ , 2 (38,51)

Abbreviation: WS : Warrington Seale S : Seale FW : Filler wire PS : Plow steel IPS : Omproved plow steel EIPS: Extra improved plow steel PF : Preformed NPF : Nonpreformed RL : Right lay LL : Left lay FC : Fiber core IWRC : Independent wire rope core


Pada umumnya EIPS dan IPS yang mempunyai kekuatan tinggi digunakan saat ini untuk drilling line. Elemen utama dari wire rope adalah kawat-kawat tunggal. Lembaran-lembaran kawat diuntai di sekeliling inti dari wire rope. Inti dapat dibuat dari tali fiber, plastik, baja, atau kawat tunggal. Wire rope umumnya dibagi dari bentuk inti dan jumlah dari simpul yang membungkus di sekitar inti, sedang simpul terdiri dari beberapa kawat tunggal. (Gambar 26)

Arah dari tali dapat dibagi berdasarkan simpul yang melingkari inti dan kemiringan dari kawat simpul-simpul tersebut (lGambar 27). Simpul-simpul arahnya dapat ke kanan atau ke kiri. Kawat-kawat bebas arahnya dapat regular maupun lang. Panjang dari lang biasanya 7,25 - 8 kali diameter nominal.

⇪⇪ Gambar 26. Jenis Konstruksi Wire Rope 28)

⇪⇪ Gambar 27. Arah Simpul dari Wire Rope 6)

Kekuatan nominal dari tali tergantung dari material yang digunakan untuk membuat tali tersebut, jumlah dari simpul-simpul dan kawat-kawat, ukuran dari tali. API memberikan Tabel-Tabel untuk kekuatan pecah dari bermacam-macam tali kawat (lihat Tabel 4)


Tabel 4.4. Kekuatan dari beberapa Jenis Wire Rope 1) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Nominal Diamete

r

Approx Mass

Normal Strenth

Improved Plow Steel

Extra Improved Plow Steel

in mm Lb/ft Kg/m lb kN Metric Tonnes

lb kN Metric

Tonnes ½ 13 0.46 0.68 23.000 102 10.4 26.600 118 12.1

9/16 14.5 0.59 0.88 29.000 129 13.2 33.600 149 15.2 5/8 16 0.72 1.07 35.800 159 16.2 41.200 183 18.7 ¾ 19 1.04 1.55 51.200 228 23.2 58.800 262 26.7 7/8 22 1.42 2.11 69.200 308 31.4 79.600 354 36.1 1 26 1.85 2.75 89.800 399 40.7 103.400 460 46.9

1 1/8 29 2.34 3.48 113.000 503 51.3 130.000 578 59.0 1 ¼ 32 2.89 4.30 138.800 617 63.0 159.800 711 72.5

1 3/8 35 3.50 5.21 167.000 743 75.7 192.000 854 87.1 1 ½ 38 4.16 6.19 197.800 880 89.7 228.000 1010 103

1 5/8 42 4.88 7.26 230.000 1020 104 264.000 1170 120 1 ¾ 45 5.67 8.44 266.000 1180 121 306.000 1360 139

1 7/8 48 6.50 9.67 304.000 1350 138 348.000 1550 158 2 51 7.39 11.0 344.000 1530 156 396.000 1760 180

2 1/8 54 8.35 12.4 384.000 1710 174 442.000 1970 200 2 ¼ 57 9.36 13.9 430.000 1910 195 494.000 2200 224

2 3/8 61 10.4 15.5 478.000 2130 217 548.000 2440 249 2 ½ 64 11.6 17.3 524.000 2330 238 604.000 2880 274

2 5/8 67 12.8 19.0 576.000 2560 261 662.000 2940 300 2 ¾ 70 14.0 20.8 628.000 2790 285 722.000 3210 327

2 7/8 74 15.3 22.8 682.000 3030 309 784.000 3490 356 3 77 16.6 24.7 740.000 3290 336 850.000 3780 386

3 1/8 80 18.0 26.8 798.000 3550 362 916.000 4070 415 3 ¼ 83 19.5 29.0 858.000 3820 389 984.000 4380 446

3 3/8 86 21.0 31.3 918.000 4080 416 1.058.000 4710 480 3 ½ 90 22.7 33.8 982.000 4370 445 1.128.000 5020 5123 ¾ 96 26.0 38.7 1.114.00

0 4960 505 1.282.000 5700 582

4 103 29.6 44.0 1.254.000

5580 569 1.440.000 6410 653

Sebagai contoh, kekuatan nominal dari kawat ukuran 1 3/8 ", 6 x 37 untuk jenis 1 WRC adalah 192.000 lb. 1. Hook: Peralatan berbentuk kait yang besar yang terletak di bawah traveling block

untuk menggantungkan swipel dan drill steam selama proses pemboran berlangsung.

2. Elevator: Suatu penjepit yang sangat kuat yang memegang drill pipe dan drill collar bagian demi bagian sehingga dapat dimasukkan dan dikeluarkan dari dan ke dalam lubang bor (Gambar 28 & 29). Elevator ini digantung oleh elevator link yang diikatkan pada bagian pinggir dari traveling block atau hook.

Ada dua tipe dasar dari elevator yaitu : Bottle - neck : digunakan untuk memegang drill pipe. Collar lift : digunakan untuk memegang drill collar.


⇪⇪ Gambar 28. Elevator 22)

⇪⇪ Gambar 29. Posisi Elevator 22) Rangkaian dan susunan dari block dan tackle seperti terlihat pada (Gambar 30). Fungsi utama dari block dan tackle adalah memberikan keuntungan mekanik, sehingga mempermudah penanganan beban-beban berat.


⇪⇪ Gambar 30. Rangkaian Block dan Tackle 22)

2.3. Drawwork

Drawwork adalah suatu peralatan mekanik yang merupakan otak dari derrick. Fungsi dari drawwork yaitu :

1. Merupakan pusat pengontrol bagi driller yang menjalankan operasi pemboran.

2. Merupakan rumah dari gulungan drilling line. 3. Meneruskan daya dari prime mover ke drill string ke rotary drive sprocket, ke

catheads.

Drawwork menyediakan daya untuk mengangkat dan menurunkan beban yang berat. Bagian utama dari drawwork adalah (lihat Gambar 31):

1. Drum: Peralatan yang berfungsi untuk menggulung atau mengulur drilling line.

2. Brake, Terdiri dari: Main mechanical brake, suatu peralatan yang paling penting dari hoisting

system. Alat ini mempunyai kemampuan untuk membuat seluruh beban kerja betul-betul berhenti, seperti pada saat tripping ataupun menurunkan casing. Bila beban berat diturunkan, maka main brake secara hidrolik atau elektrik akan membantu meredam sejumlah besar energi yang timbul akibat massa yang dimiliki oleh travelling block, hook, drill pipe, drill collar atau casing.

Auxiliary Brake, suatu peralatan hidrolis yang membantu meringankan tugas mechanical brake. Alat ini tidak dapat memberhentikan proses pemboran seluruhnya.


3. Transmisi 4. Cat head:

Merupakan sub-bagian dari drawwork yang terdiri dari

a. Drum atau make-up cat head b. Break out cat head.

Cat head digunakan untuk menyambung dan melepas sambungan walaupun demikian tugas yang lebih umum adalah untuk mengangkat peralatan yang ringan dengan catline. Pada rig moderen fungsi cat head digantikan oleh automatic cat head dan air-powered hoist (Gambar 32).

⇪⇪ Gambar 31. Drawworks dan Braking System


⇪⇪ Gambar 32. Cathead


3. Sistem Sirkulasi (Circulating System)

Fungsi utama dari sistem sirkulasi adalah mengangkat serpihan cutting dari dasar sumur kepermukaan. Skema dari sistem sirkulasi dapat dilihat pada (Gambar 33). Fluida pemboran umumnya berupa suspensi dari clay dan material lainya dalam air yang sering disebut dengan lumpur pemboran.

⇪⇪ Gambar 33. Circulating System 22) Aliran dari fluida pemboran melewati :

1. Dari steel tanks ke mud pump 2. Dari mud pump ke high-pressure surface connection dan ke drillstring 3. Dari drillstring ke bit 4. Dari nozzle bit ke atas ke annulus lubang dengan drillstring sampai ke permukaan 5. Masuk ke contaminant-removal equipment dan kembali ke suction tank

Peralatan utama dari circulating system adalah :

1. Mud pumps: Berfungsi untuk memompa fluida pemboran dengan tekanan tinggi. Ada dua macam mud pump yaitu : Duplex dan triplex. Perbedaan utamanya adalah dalam jumlah torak dan cara kerjanya (Gambar 34).

⇪⇪ Gambar 34. Mud Pump 22)


2. Mud pits: Suatu kolam tempat lumpur sebelum disirkulasikan.Sistem pit dan susunan dari peralatan yang menangani lumpur di atas pit dirancang atas pertimbangan drilling engineer.Biasanya rig mempunyai dua atau tiga pit dengan ukuran lebar 8 - 12 ft, panjang 20 - 40 ft dan tinggi 6 - 12 ft. Volumenya berkisar antara 200 - 600 bbl. Pada operasi-operasi di offshore dapat ditambahkan 1 - 3 pit untuk penyimpanan kelebihan lumpur dan untuk lumpur yang mempunyai densitas tinggi. Salah satu bentuk susunan dari pit tanpa variasi dari macam-macam peralatan pengontrol solid ditunjukkan pada Gambar 35.

⇪⇪ Gambar 35. Sistem Pit 1) Pit pertama dilengkapi peralatan pengontrol solid. Dahulu pit kedua dipakai untuk tempat mengendapkan solid, walaupun ada perhitungan-perhitungan yang menunjukkan bahwa kebanyakan solid dalam lumpur tidak akan mengendap mengingat waktu yang dibutuhkan untuk mengalirkan lumpur relatif singkat. Kini pit kedua dilengkai beberapa peralatan pengontrol solid bila pit yang tersedia sejajar. Pada pit terakhir dilengkapi oleh pipa-pipa isap dan slugging pit untuk persiapan lumpur berat yang digunakan sebelum tripping dan pipa-pipa untuk memasukkan chemical treatment. Pit-pit mempunyai sistem pengaduk yang memutar lumpur untuk mengurangi barite atau mengendapkan solid. Umumnya ada dua jenis pengaduk yaitu :

i. Perputaran kipas yang ditenggelamkan dan digerakkan masing-masing oleh motor listrik.

Ii. Pompa centrifugal dengan gerakan jet dan lumpur yang ditembakkan untuk memecah viskositas yang tinggi dari lumpur di dalam lumpur. (lihat Gambar 36)


Gambar 36. Pengaduk Lumpur di Pit 1)

3. Mud mixing equipment: Suatu peralatan yang berfungsi untuk mencampurkan bahan-bahan atau material pada lumpur dengan menggunakan mixing hopper. Mixing Hopper : Peralatan berbentuk corong yang dipakai untuk menambahkan bahan-bahan padat ke dalam fluida pemboran pada saat treatment di dalam mud pit (Gambar 37).

Gambar 37. Mixing Hopper 6)

4. Contaminant removal : Suatu perlatan yang berfungsi untuk membersihkan fluida pemboran yang keluar dari lubang sumur setelah disirkulasikan, terdiri dari (Gambar 38):

a. Mud gas Separator, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran

b. Shale shaker, berfungsi untuk memisahkan cutting berukuran besar dari fluida pemboran.

C. Degasser, berfungsi untuk memisahkan gas-gas dari fluida pemboran secara terus menerus.


d. Desander, berfungsi untuk memisahkan pasir dari fluida pemboran e. Desilter, berfungsi untuk memisahkan partikel-partikel yang ukurannya lebih

kecil dari pasir.

⇪⇪ Gambar 38. Drilling Fluid Conditioning Area 22)


4. Rotating System

Rotary system termasuk semua peralatan yang digunakan untuk mentransmisikan putaran meja putar ke bit. Diagram dan rangkaian dari rotating system dapat dilihat pada (Gambar 39).

⇪⇪ Gambar 39. Rotating System22)

Bagian utama dari rotary sistem adalah:

a. Swivel : Swivel seperti terlihat pada (Gambar 40) berfungsi sebagai penahan beban drillstring dan bagian statis yang memberikan drillstring berputar. Swivel merupakan titik penghubung antara circulating system dan rotating system. Disamping itu juga sebagai penutup fluida dan menahan putaran selama diberikan tekanan.


⇪⇪ Gambar 40. Basic Swivel Parts b. Kelly : Kelly adalah rangkaian pipa yang pertama di bawah swivel. Bentuk potongan dari kelly dapat berupa segi empat atau persegi enam sehingga akan mempermudah rotary table untuk memutar rangkain di bawahnya. Torsi ditransmisikan ke kelly melalui kelly bushing, yang terletak di dalam master bushing dari rotary table. Kelly harus dipertahankan tetap setegak lurus mungkin (Gambar 41).


⇪⇪ Gambar 41. Kelly 22)

Tabel 4.5. Dimensi Kelly 1)

Kelly mempunyai ukuran standard yaitu panjang 40 ft dengan bagian penggeraknya 37 ft. Namun ada pula kelly dengan panjang 54 ft. Ukuran dari kelly dapat dilihat pada Tabel 5.

Siz

e

Conection L LD DU DFI LU DL DF2 LL d DC DE Rc R

Upper

LH box

Lower

LH box

2 ½ 4 ½ Reg 2 3/8 IF 28 25 5 3/4 5 19/64 16 3 3/8 3 1/4 20 1 1/4 3 9/32 2 1/2 5/16 3

2 ½ 4 ½ Reg 2 3/8 IF 40 37 5 3/4 5 19/64 16 3 3/8 3 1/4 20 1 1/4 3 9/32 2 1/2 5/16 3

3 ½ 4 ½ Reg 3 ½ FH 40 37 5 3/4 5 19/64 16 4 3/4 4 31/64 20 2 ¼ 4 17/32 3 1/2 1/2 3

3 ½ 4 ½ Reg 3 ½ IF 40 37 5 3/4 5 19/64 16 4 3/4 4 31/64 20 2 ¼ 4 17/32 3 1/2 1/2 3

3 ½ 6 5/8 Reg 3 ½ FH 40 37 7 3/4 7 21/64 16 4 3/4 4 31/64 20 2 ¼ 4 17/32 3 1/2 1/2 3

4 ¼ 4 ½ Reg 4 ½ FH 40 37 5 3/4 5 19/64 16 6 5 17/32 20 2 ¾ 5 9/16 4 1/4 1/2 2

4 ¼ 4 ½ Reg 4 ½ IF 40 37 5 3/4 5 19/64 16 6 1/8 5 17/32 20 2 ¾ 5 9/16 4 1/4 1/2 2

4 ¼ 6 5/8 Reg 4 ½ FH 40 37 7 3/4 7 21/64 6 5 17/32 20 2 ¾ 5 9/16 4 1/4 1/2 3

5

1/4

6 5/8 Reg 5 ½ FH 40 37 7 3/4 7 21/64 16 7 6 23/32 20 3 ¼ 6 29/32 5 1/4 5/8 3

6 6 5/8 Reg 6 5/8

Reg

40 37 7 3/4 7 21/64 16 8 7 21/64 20 3 ½ 7 7/8 6 3/4 2


c. Rotary drive: Peralatan yang berfungsi meneruskan daya dari drawworks ke rotary table d. Rotary table: Peralatan yang berfungsi untuk memutar dan dipakai untuk menggantung drill string (drill pipe, drill collar dsb) yang memutar bit di dasar sumur (Gambar 42, 43). Kelly bushing dan rotary bushing berfungsi untuk memutar kelly (lihat Gambar 44). Rotary bushing digerakan oleh prime mover lewat tenaga gabungan atau motor elektrik sedangkan kelly bushing didudukan di dalam rotary bushing dan ditahan oleh empat penjepit. Diameter dari kelly bushing berbentuk empat persegi atau hexagonal yang sesuai dengan kelly.

⇪⇪ Gambar 42. Rotary Bushing 1)


⇪⇪ Gambar 43. Rotary Table 22)

⇪⇪ Gambar 44. Rotary Accessories 22)


e. Drillpipe : Pipa baja yang digantung di bawah kelly. Drill pipe di pasang pada bagian atas dan tengah drill stem.Porsi utama dari drillstring terdiri dari drillpipe. Drillpipe yang umum digunakan adalah type hot-rolled, pierced dan seamless tubing. API telah mengembangkan spesifikasi drillpipe yang didasarkan atas diameter luar, berat per foot, grade material dan range panjang. Dimensi dan kekuatan drillpipe dibedakan atas grade D,E,G dan S-135 seperti terlihat pada Tab.6. Drillpipe yang dipasarkan berdasarkan standard API mempunyai range dan panjang, seperti terlihat pada Tabel 6:

Tabel 6. Ukuran Drill Pipe Range Lenght (ft)

1 18 sampai 22 2 27 sampai 30 3 38 sampai 45

Range 2 yang paling sering digunakan. Karena setiap pipa mempunyai panjang yang khusus, maka type yang digunakan harus sama untuk semua rangkaian sehingga memudahkan dalam menentukan total depth pada saat pemboran (Gambar 45).

⇪⇪ Gambar 45. Drill Pipe Beberapa ukuran dan berat drill pipe dapat dilihat pada Tabel 7.


Tabel 4.7. Dimensi Drill Pipe 40)

Size OD, in

Nominal Weight

Threads & Coupling,

lb/ft

Plain End Weight *,

lb/ft

Wall Thickness,

in

ID in

Section Area Body of Pipe

** In2 A

2 3/8 + 4.85 4.43 0.190 1.995 1.3042 6.65 6.26 0.280 1.815 1.8429

2 7/8 +6.85 6.16 0.217 2.441 1.8120 10.40 9.72 0.362 2.151 2.8579

3 ½ 9.50 8.81 0.254 2.992 2.5902 13.30 12.31 0.368 2.764 3.6209 15.50 14.63 0.449 2.602 4.3037 4 +11.85 10.46 0.262 3.476 3.0767 14.00 12.93 0.330 3.340 3.8048 +15.701 14.69 0.380 3.240 4.3216

4 ½ 13.75 12.24 0.271 3.958 3.6004 16.60 14.98 0.337 3.826 4.4074 20.00 18.69 0.430 3.640 5.4981 5 +16.25 14.87 0.296 4.408 4.3743 19.50 17.93 0.362 4.276 5.2746 25.60 24.03 0.500 4.000 7.0686

5 1/2 +19.20 16.87 0.304 4.892 4.9624 21.90 19.81 0.361 4.778 5.8282

6 5/8 24.70 22.54 0.415 4.670 6.6296 25.20 22.19 0.330 5.965 6.5262

* lb/ft = 3.3996 x A (col 6) ** A = 0.7854 (D2 – d2) + = These size and weight sre non API and are not included in API Apec 5A or 5AX Courtesy AmericaPetroleum Institute

F. Heavy weight drill pipe Mempunyai dinding yang tebal dengan berat 2 - 3 kali lebih besar dari drill pipe standard. Gambar 46 memperlihatkan kekhususan dari heavy weight drill pipe. Kegunaan penggunaan heavy weight drill pipe adalah sebagai berikut:

Mengurangi kerusakan pipa dengan adanya zona transisi. Mengurangi penggunaan drill collar. Menghemat biaya directional drilling, mengurangi torque dan

kecenderungan perubahan kemiringan.


Gambar 46. Heavy Weight Drill Pipe 1)

g. Drill Collar: Pipa baja penyambung berdinding tebal yang terletak di bagian bawah drill stem di atas bit. Fungsi utamanya untuk menambah beban yang terpusat pada bit (Gambar 47).

⇪⇪ Gambar 47. Drill Collar 22)


h. Bit Bit atau pahat merupakan ujung dari drill string yang menyentuh formasi, diputar dan diberi beban untuk menghancurkan serta menembus formasi. Bit dapat dibagi menjadi dua tipe yaitu :

1. Drag bit Drag bit atau fish tail adalah jenis bit yang digunakan sejak dulu dalam proses rotary drilling dan sampai kini masih tetap digunakan terutama pada pemboran dangkal. (lihat Gambar 48)Drag bit mempunyai pisau pemotong yang mirip ekor ikan, karena jenis bit ini tidak memiliki bagian yang bergerak, maka pemboran dilakukan dengan cara menggeruk saja dan tergantung dari beban, putaran serta kekuatan dari pisau pemotongnya. Pisau pemotong ini bisa berjumlah dua, tiga atau empat dan terbuat dari alloy steel yang umumnya diperkuat oleh tungsten carbide. Keuntungan bit ini adalah :

ROP yang tinggi. Umur yang panjang dalam soft formation.

Kerugiannya adalah :

Memberikan torque yang tinggi. Cenderung membuat lubang yang berbelok. Pada formasi shale, sering terjadi balling (dilapisi padatan).

2. Diamond Bit Diamond bit memasang butir-butir intan sebagai penggeruk pada matrix besi atau carbide dan tidak memiliki bagian yang bergerak. Bit ini digunakan untuk membor formasi yang keras dan abrasive. Salah satu pabrik bit yang mengembangkan jenis bit ini memasang polycristallyne diamond pada masa dasar tungsten carbide dan cocok untuk membor formasi yang sangat keras yang tidak dapat dilakukan oleh rock bit. Namun demikian diamond bit lebih umum digunakan untuk coring, yang menghasilkan core lebih baik terutam,a pada formasi limestone, dolomite dan sandstone yang keras.Keuntungan dari diamond bit adalah memberikan footage yang lebih besar sehingga round trip lebih sedikit terutama pada formasi yang keras dan sumur yang dalam. Sedangkan kelemahannya adalah memberikan ROP yang kecil dan harganya mahal. (lihat Gambar 49) 3. Rolling cutter bit Rolling cutter bit adalah bit yang mempunyai kerucut-kerucut (cone) yang berputar untuk menghancurkan batuan. Bit ini pertama kali dibuat dengan 2 cone.Barulah pada permulaan tahun 1930 dibuat bit dengan 3 cone (three cone bit) yang mempunyai cutter untuk berbagai variasi formasi dari yang lunak sampai keras. (lihat Gambar 50) Tipe dari rolling cutter bit dibagi menjadi :

Milled tooth cutter. Gigi milled tooth bit dibuat dengan me-milling baja hingga berbentuk kerucut. Milled tooth bit didesain untuk formasi lunak, biasanya dilapisi dengan material yang kuat seperti tungsten carbide.Milled tooth bit yang digunakan untuk membor formasi keras dibuat dengan proses khusus dan pemanasan (heat treating).


Tungsten carbide insert bit. Gigi bit ini dibuat dari tungsten carbide kemudian ditekan dalam mesin yang mempunyai lubang berbentuk cone.Untuk membor formasi yang lunak digunakan tungsten carbide yang bergigi panjang dan ujungnya berbentuk pahat (chisel-shape end) Sedangkan untuk formasi yang lebih keras digunakan tungsten carbide yang bergigi pendek dan ujungnya berbentuk hemispherical. Bit ini biasanya disebut button bits.

⇪⇪ Gambar 48. Drag Bit 37)

⇪⇪ Gambar 49. Jenis-Jenis Diamond Bit 37)


⇪⇪ Gambar 49. (Lanjutan)

⇪⇪ Gambar 50. Three Cone Bit 37) 4. IADC (International Association of Drilling Contractor) IADC membuat kode yang terdiri dari 3 angka dalam klasifikasi mata bor rolling cutter untuk mempermudah pemilihan mata bor. Adapun kode ketiga angka tersebut adalah sebagai berikut :

1. Bilangan pertama : Menunjukan seri / penunjukan karateristik unsur pemotong, yang dapat berupa angka 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 dan 8. o Angka 1: Menunjukkan bit tipe milled tooth untuk formasi

lunak, mempunyai kompressive strenght yang rendah sampai tinggi.


o Angka 2: Menunjukkan bit itpe milled tooth untuk formasi sedang sampai agak keras dengan kompressive strength yang tinggi.

o Angka 3: Menunjukkan bit tipe milled tooth untuk formasi keras, semi abrasive atau formasi abrasive.

o Angka 4: Merupakan kode cadangan yang diperuntukkan bit special kategori.

o Angka 5: Menunjukkan bit tipe insert tooth untuk formasi lunak sampai sedang dengan kompressive strength yang rendah.

o Angka 6: Menunjukkan bit tipe insert tooth untuk formasi agak keras dengan kompressive strength yang tinggi.

o Angka 7: Menunjukkan bit tipe insert tooth untuk formasi keras semi abrasive dan abrasive.

o Angka 8: Menunjukkan bit tipe insert tooth untuk formasi sangat keras dan abrasive.

2. Bilangan kedua: Menunjukkan tipe dari tingkat/grade kekerasan dan keabrassivan dari formasi untuk setiap seri dimana setiap seri dibagi atas 4 tipe yaitu tipe 1, 2, 3 dan 4. o Seri 1, 2, 3 dan 4 berturut - turut menunjukkan lunak, sedang,

keras dan sangat keras untuk pemakaian milled tooth bit. o Seri 1, 2, 3 dan 4 berturut - turut menunjukkan lunak, sedang,

keras dan sangat keras untuk pemakaian insert bit. 3. Bilangan ketiga: Merupakan penunjukkan ciri - ciri khusus bantalan

dan rancangannya. o 1: standard mata bor rolling cutter. o 2: air o 3: gauge insert o 4: rolling seal bearing o 5: seal bearing and gauge protection o 6: friction seal bearing o 7: friction bearing and gauge protection o 8: directional o 9: other


Tabel 8. Korelasi Formasi untuk IADC 9) SERI TYPE

Soft formastion having low compressive strength and high drillability

1. very soft shale 2. soft shale 3. medium soft shale/lime 4. medium lime shale

Medium to medium harg formation with high compressive strength

1. medium lime/shale 2. medium hard lime/sand 3. medium hard

lime/sand/slate 4. dolomite/hard lime/hard

slaty shale Hard semi-abrassive or

abrasive formation 1. hard lime 2. hard lime/dolomite 3. hard dolomite 4. hard sandstone, cherty

limestone, quartzite, pyrite, granite.

Soft formationhaving low compressive strength and high drillability

1. very soft shale 2. soft shale 3. medium soft shale/lime 4. sandy shale, dolomite,

medium hard shale Soft to medium formation

of high compressive strength 1. very soft shale 2. soft shale 3. medium soft shale/lime 4. sandy shale, dolomite,

medium hard shale Medium harg formation

high compressive strength 1. medium lime/shale 2. medium hard lime/sand 3. medium hard

lime/sand/slate 4. medium hard

lime/dolomite/cemented sandstone

Hard semi-abrassive and anrassive formation

1. hard lime/dolomite 2. hard sand /dolomite 3. hard dolomite 4. hard interval of abrasive

limestone, sandstone, cherty limestone, chert

Extremely hard and abrasive formation

1. hard chert 2. very hard chert 3. very hard granite


Tabel 9. IADC Code Rock Bit 9)


5. BOP System

Blowout preventer (BOP) adalah peralatan yang diletakkan tepat di atas permukaan sumur untuk menyediakan tenaga untuk menutup sumur bila terjadi kenaikan tekanan dasar sumur yang tiba-tiba dan berbahaya selama atau sedang dalam operasi pemboran. Jumlah, ukuran dan kekuatan BOP yang digunakan tergantung dari kedalaman sumur yang akan dibor serta antisipasi maksimum terhadap tekanan reservoir yang akan dijumpai.

Blowout preventer (BOP) system (lihat Gambar 51) digunakan untuk mencegah aliran fluida formasi yang tidak terkendali dari lubang bor. Saat bit menembus zone permeabel dengan tekanan fluida melebihi tekanan hidrostatik normal, maka fluida formasi akan menggantikan fluida pemboran. Masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor sering disebut dengan kick.

⇪⇪ Gambar 51. Blowout Preventer (BOP) 22)

Berdasarkan tempat berfungsinya alat BOP terbagai atas :

1. Anular Blowout Preventer terdiri dari : Anular (spherical preventer) Ram preventer

o pipe o variable bore o blind o shear

Drilling spools Casing head Diverter bags Rotating head Choke dan Kill lines

2. Drillpipe Blowout Preventer terdiri dari : Kelly dan kelly cock Automatic valve


Manual Valve

5.1. Anular Blowout Preventer

5.1.1. Annular Preventer

Annular BOP didesain untuk menutup di sekeliling lubang sumur dengan berbagai jenis ukuran dan bentuk peralatan yang sedang diturunkan ke dalam lubang bor. Sehingga annular BOP ini dapat menutup annulus disekitar drillpipe, drillcolar dan casing, juga dapat mengisolasi sumur dalam kondisi open hole.

Annular preventer berupa master valve yang umumnya ditutup pertama kali bila sumur mengalami well kick, karena kefleksibelan karet penutup untuk mengisolasi lubang bor. Gambar 52 memperlihatkan jenis dari annular blow out preventer.

⇪⇪ Gambar 52. Annular Preventer40)

5.1.2. Ram Preventer

Ram preventer (Gambar 53) dapat dibagi menjadi empat type ram:

⇪⇪ Gambar 53. Ram preventer40)


5.1.2.1. Pipe Rams

Pipe rams didesain untuk menutup annulus di sekeliling peralatan-peralatan yang berupa drillpipe, tubing atau casing. Penutup ini berupa dua block ram baja yang berbentuk semi-circular, yang dilengkapi dengan dua pasang karet isolasi. Ram ini dapat menutup di sekeliling drillpipe, tubing, drillcolar, kelly atau casing tergantung dari ukuran rams yang dipilih. Jenis pipe ram dapat dilihat pada (Gambar 54).

⇪⇪ Gambar 54. Pipe Rams39)

5.1.2.2. Variable-bore Ram (VBR)

Pada operasi pemboran normal BOP ram harus diganti setiap perubahan drillpipe atau casing yang digunakan. VBR dikembangkan untuk menutup dan mengisolasi pada suatu range drillpipe tertentu. Fungsi dari VBR ini hampir sama dengan jenis pipe ram.

5.1.2.3. Blind Ram

Blind ram seperti terlihat pada Gambar 55, hampir mirip dengan pipe ram, kecuali packer diganti dengan packer tanpa cutouts (lengkungan pipa). Ram ini didesain untuk menutup dan mengisolasi lubang bor yang tanpa drill string atau casing.


⇪⇪ Gambar 55. Blind Ram40)

5.1.2.4. Shear Ram

Shear ram adalah blind ram yang dapat memotong pipa dan mengisolasi lubang dalam kondisi openhole. Hampir sebagian besar shear rams memerlukan 3000 psi untuk memotong pipa.

5.1.3. Drilling spools

Apabila elemen-elemen BOP dipasang tanpa line-line untuk jalannya lumpur, maka perlu dipasang suatu drilling spool yang ditempatkan dalam susunan BOP, dimana line-line jalannya lumpur (choke dan kill line) menjadi satu. API memberikan persyaratan bagi Drilling spool sebagai berikut :

1. Mempunyai tekanan kerja yang tinggi. 2. Mempunyai satu atau dua sisi lubang keluar yang diameter dalamnya

tidak kurang dari 2 in, dengan rate tekanan yang sesuai dengan susunan BOP.

3. Mempunyai ukuran lubang vertikal paling sedikit sama dengan maksimum lubang dari bagian atas casing head atau susunan BOP. Gambar 56 mengGambarkan drilling spool yang dijepit dengan dua sisi lubang keluar.


⇪⇪ Gambar 56. Drilling Spool 1)

5.1.4. Casing Head

Casing head merupakan tumpuan dari semua susunan BOP dan biasanya merupakan komponen utama yang dipasang. Casing head dapat dilengkapi dengan flens yang dilas atau susunan penahan yang hanya dibaut saja.

Casing head mempunyai persyaratan minimum berdasarkan standard API, yaitu:

1. Mempunyai rate tekanan kerja yang sama atau melebihi tekanan maksimum permukaan.

2. Sama atau melebihi kekuatan pembengkokan dari arah luar casing yang ditempatkan.

3. Mempunyai sambungan dengan kekuatan mekanik dan kapasitas tekanan yang sebanding dengan flens berdasarkan API atau pipa yang ditempatkan.

4. Mempunyai kemampuan dan kekuatan untuk menahan casing berikutnya serta berat tubing yang digantung di sana.

Gambar 57 adalah satu contoh dari casing head dengan baut di bawah sambungan dan flens di atasnya.

⇪⇪ Gambar 57. Casing Head 1)


5.1.5. Diverter Bags

Dalam kasus-kasus tertentu, prosedur untuk mengontrol sumur menghendaki agar kick tidak ditutup, tetapi dikeluarkan dan dikontrol dari jauh. Prosedur pengalihan blowout di sini tidak membutuhkan suatu susunan Blowout preventer yang lengkap, sebagai gantinya digunakan diverter bags yang relatif mengurangi tekanan kerja peralatan. Gambar diverter bags diperlihatkan pada (Gambar 58).

⇪⇪ Gambar 58 Diveter Stacks 1)

5.1.6. Rotating Head

Fungsi utama dari suatu annular preventer adalah sebagai pelengkap pengontrol tekanan yang membolehkan pipa untuk bergerak (naik-turun, berputar). Adakalanya suatu peralatan membutuhkan sejumlah besar pipa yang bergerak secara fleksibel pada tekanan yang rendah, yaitu dengan digunakannya rotating head (Gambar 59).


⇪⇪ Gambar 59. Rotating Head 1)

Rotating head dapat digunakan untuk:

1. Pemboran yang menggunakan udara atau gas. 2. Mengontrol tekanan pemboran. 3. Melakukan sirkulasi balik dengan tekanan sumur sampai 2000 psi dan

kecepatan berputar sampai 150 rpm

Jika digunakan untuk mengontrol tekanan pemboran, rotating head ditambah dengan penggunaan lumpur-lumpur ringan akan menambah penetrasi danmengurangi swabing. Rotating head juga menjaga tekanan pada saat terjadi suatu kick dengan cara mengurangi volumenya (bleed).

5.1.7. Choke dan Kill Lines

Dalam operasi mematikan sumur, biasanya dilakukan sirkulasi fluida yang turun lewat drillpipe kemudian naik melalui annulus dan terus naik ke permukaan. Choke line membawa lumpur dan fluida kick dari susunan BOP ke choke, sedangkan kill line membantu choke line. Choke line dan kill line dapat digunakan untuk memompakan lumpur langsung ke dalam annulus apabila diperlukan.

Choke line dan kill line dapat dipasang ke beberapa bagian dari susunan BOP, seperti yang ditunjukkan pada (Gambar 60). Hanya dalam kondisi yang ekstrem dan tak begitu diharapkan, choke dan kill line dipasang ke casing head, casing spool, atau bagian bawah dari ram.

Choke dan kill lines harus memiliki beberapa persyaratan berikut:

1. Rate tekanan dari line-line harus sesuai dengan susunan BOP. 2. Semua line yang ada minimum memenuhi persyaratan pengetesan

BOP.


3. Line-line harus memiliki ID yang sesuai untuk mengurangi erosi pada titik dimana terjadi perubahan diameter.

4. Jumlah sudut defleksi dalam line-line harus dikurangi. Bila line-line harus membuat beberapa perubahan sudut antara susunan dan choke manifold atau sebaliknya dapat digunakan tes dan crosses untuk mengurangi erosi akibat arus turbulen pada titik tersebut.

⇪⇪ Gambar 60. System Penunjang BOP 22)

⇪⇪ Gambar 61. Susunan Choke Manifold 22)

5.2. Drillpipe Blowout Preventer

Pencegahan blowout melalui dillpipe merupakan salah satu cara pengontrolan sumur yang sangat penting. Bila suatu kick terjadi, biasanya ada fluida yang masuk ke annulus dan bercampur dengan aliran fluida pemboran selama sirkulasi pemboran yang normal. Bagaimanapun fluida kick akan masuk ke dalam drillpipe, sehingga tekanan di dalam drillpipe akan lebih rendah dibandingkan jika tidak terjadi kick. Kolom vertikal lumpur dalam drillpipe relatif akan dipisahkan oleh volume fluida yang masuk. Karena itulah pemilihan dan penggunaan peralatan drillpipe blowout preventer adalah penting untuk mengontrol kick dengan tepat.

Beberapa peralatan yang dapat menanggulangi tekanan pada drillpipe selama terjadi kick yang utama diantaranya adalah kelly dan valve-valve yang berhubungan seperti kelly cocks. Apabila kelly tidak digunakan, valve-valve drillstring terpaksa harus dapat mengontrol tekanan. Valve-valve disini dapat dikontrol secara otomatis ataupun


manual dan dapat dipasang sebagai bagian permanen dari drillstring atau dipasang bila terjadi kick.

5.2.1.Kelly dan Kelly Cock

Kelly memberikan gerakan berputar pada drillstring dengan peralatan pembotan di permukaan. Valve-valve biasanya ditempatkan di atas dan di bawah kelly untuk melindungi kelly dan semua peralatan di permukaan dari tekanan. Valve-valve tersebut disebut dengan kelly cock, yang rate tekanannya sesuai dengan drillstring dan mampu menahan beban hook yang diperlukan oleh peralatan hoisting lihat Gambar 62.

⇪⇪ Gambar 62. Kelly Cock 1)

5.2.2. Automatic Valves

Suatu penutup otomatis atau float valve di dalam drillstring umumnya dapat melewatkan fluida bergerak dari atas ke bawah dan tidak sebaliknya. Valve tersebut dapat berbentuk sayap, per yang dibebani bola atau berbentuk anak panah dan dapat dipasang secara permanen atau tidak. Walaupun valve tersebut berfungsi mencegah blowout melalui drillpipe, tapi alat tersebut juga sering digunakan untuk mencegah terjadinya aliran balik selama penyambungan ataupun pada saat tripping.

Kerugiannya penggunaan float falve akan menyebabkan pembacaan langsung tekanan pada drillpipe pada sat terjasdi kick (Shut in drillpipe pressure = SIDPP) tidak dapat langsung dilakukan. Karena itu prosedur pembacaan tekanan pada drillpipe akan lebih kompleks.

5.2.3. Valve Manual

Valve manual umumnya merupakan valve pengaman yang terbuka seluruhnya. Valve ini biasanya dipasang setelah terjadi kick, apabila kelly tidak digunakan. Keuntungan valve ini adalah dapat ditusukkan pada drillpipe dalam posisi terbuka sehingga akan mengurangi efek gerakan lumpur ke atas yang akan mengangkat valve. Lumpur tersebut akan mengalir melalui valve selama penusukan, setelah itu valve dapat ditutup.


Valve manual mempunyai beberapa jenis, ada yang dapat dikunci dalam posisi terbuka, ada pula yang berbentuk runcing. Penutupan dari manual valve membutuhkan sebuah kunci yang disimpan pada lantai rig dan dilakukan oleh rig crew lihat Gambar 63.

⇪⇪ Gambar 63. Kunci Pengaman Valve 1)

Valve manual mempunyai suatu bentuk yang membuatnya lebih menguntungkan dalam penggunaannya daripada valve otomatis. Valve manual mempunyai sebuah lubang yang tak terhalangi, sedangkan valve otomatis dikunci dalam posisi terbuka yang mempunyai penutup mekanis (sayap, bola atau panah) sebagai penghalangnya. Untuk itu diperlukan wireline untuk dapat membuka menutup automatic valve.


6. Power System

Hampir sebagian besar daya yang tersedia pada rig dikonsumsi oleh hoisting system dan circulating system. Sistem lainnya hanya sedikit mengkonsumsi daya yang tersedia. Untungnya, hoisting dan circulating system memerlukan daya tidak secara bersamaan, sehingga mesin yang sama dapat menyediakan daya untuk kedua sistem tersebut. Total daya yang umum diperlukan dalam sebuah rig dari 1000 sampai 3000 HP.

Rig modern sumber penggeraknya biasanya berasal dari internal- combustion diesel-engine dan secara umum diklasifikasikan menjadi :

1. Diesel-electric type 2. Direct-drive type

Penggunaannya Tergantung dari metode yang digunakan untuk mentransmisikan daya tersebut ke berbagai sistem dalam rig. Power system dapat dilihat pada (Gambar 64).

⇪⇪ Gambar 64. Power System Components22)

Bagian-bagian power system:

1. Prime Mover, merupakan motor utama yang menyalurkan tenaga ke komplek pemboran (Gambar 65).


⇪⇪ Gambar 65. Prime Mover Unit 22)

2. System Transmisi, tenaga yang dibangkitkan dengan prime mover harus disalurkan ke bagian-bagian utama dari system pemboran rotary drilling.

Sistim Utama Komponen Yang Membutuhkan Tenaga: Hoisting System Drawworks, Driller Console dsb. Rotating System Rotary Table Circulating System Mud Pump/centrifugal pump/degasser dsb

Transmisi tenaga ini dilakukan melalui sistem-sistem penggerak : A.Sistem-sistem penggerak mekanik Sistem penggerak mekanik memiliki gear-gear, rantai dan belt untuk mentransmisikan tenaga dari mesin-mesin ke peralatan operasi seperti drawwork dan pompa-pompa. Putaran dari mesin akan menurun kecepatannya setelah melewati gear dan akan memberikan keuntungan mekanik bagi mesin. Efisiensi bagi sistem penggerak mekanik berkisar 0.75 sampai 0.85. Kelemahan dari sistem tenaga mekanik adalah :

1. Beban shock ke mesin 2. Tidak mampu menghasilkan putaran yang tinggi pada mesin yang

mempunyai RPM yang rendah, sehingga akan mningkatkan beban kontinu mesin yang akibatnya membuat mesin cepat rusak.

3. Kesulitan dalam membuat perputaran keluar yang lambat terutama dalam pengaturan kecepatan mesin dan gear.

4. Power loss pada gear-gear dan rantai-rantai. Walaupun kelemahan-kelemahan sistem ini telah diketahui, tetapi dalam industri perminyakan sistem tenaga mekanik masih tetap digunakan, terutama pada rig-rig onshore.


B. Sistem-Sistem Penggerak Elektrik Generator DC - Motor DC Motor jenis direct current (DC) telah digunakan sejak tahun 1950 untuk operasi pemboran. Motor yang digerakan dengan generator-generator DC dihubungkan dengan batang pada prime mover, untuk kemudian menggerakkan. Sistem generator DC - motor DC (DC-DC) dapat dilihat pada (Gambar 66). Motor-motor DC memberikan beberapa keuntungan yang mengungguli sistem penggerak mekanik. Bila motor DC digabung ke generator, maka safety akan lebih baik dan batas kebisingan rig akan berkurang. Efisiensi akan bertambah menjadi 0.85 sampai 0.90.

Gambar 66. Sistem Generator dan Motor DC 19)

Sistem-sistem AC - SCR Sistem-sistem Alternating current (AC) dan Silicon controlled rectifier (SCR) sering digunakan pada instalasi ri-rig elektrik yang baru. Motor-motor AC lebih tahan lama, lebih ringan, mudah pemeliharaannya, dan biayanya lebih ringan dibandingkan motor DC. Kesemua peralatan dan sistem penggerak tersebut dihubungkan dengan penggerak hydraulic. Tenaga mekanik yang didapat dari mesin dapat dijadikan tenaga hydraulic dengan menggunakan pompa hydraulic. Pompa hydraulic ini digerakkan oleh power take off (PTO) yang berfungsi sebagai clutch (perseneling) dan digerakkan oleh transmission oil pressure. Gambar 67 menunjukkan hydraulic system.


⇪⇪ Gambar 67. Sistem Hydraulic 1)

Keterangan Gambar 67 adalah sebagai berikut :

1. Hydraulic tank, dengan volume 400 L, berisi minyak bersih. 2. Return filter, berfungsi untuk menyaring minyak yang kembali ke tangki. 3. Suction filter, berfungsi untuk menyaring minyak yang dihisap oleh

hydraulic pump. 4. Hydraulic pump atau main pump, befungsi untuk menggerakkan sistem

hydraulic pada rig. 5. Relief valve, berfungsi sebagai alat pengaman apabila terjadi kemacetan

dalam sistem sirkulasi minyak yang menyebabkan tekanan naik , maka releif valve akan mem-bypass minyak kembali ke tangki.

6. Regulator valve, untuk mengatur tekanan kerja pada sistem yang diinginkan.

7. Winch control valve, sebagai pengatur kerja motor winch. 8. Hydraulic motor, fungsinya untuk merubah tenaga hydraulic menjadi

tenaga mekanik yang akan memutar gigi-gigi dari winch.


9. Winch , untuk mengangkat suatu barang atau peralatan-peralatan yang diperlukan.

10. Selector valve, untuk menentukan arah aliran minyak, karena outletnya ada dua buah, maka bisa diarahkan ke power tong atau ke valve section

11. End plate, adalah penutup akhir dari valve section. 12. Valve section, adalah kumpulan valve pengontrol yang berfungsi sebagai

penggerak hydraulic levelling jack, raising ram dan telescoping ram pada saat pemasangan rig.

13. Telescoping Ram Control valve, berfungsi untuk menaikkan mast dan waktu menurunkan, valve berfungsi mengatur aliran fluida kembali ke tangki.

14. Hydraulic jack (levelling jack) untuk mendatarkan rig sebelum rig didirikan. 15. Accumulator control valve + BOP, berfungsi untuk mengisi tekanan

hydraulic ke dalam accumulator, bila BOP dioperasikan. 16. Erection/raissing ram (double acting), ram ini digunakan untuk mendirikan

mast yang ada pada rig. Alat ini dilengkapi 2 buah bleeder valve yang berfungsi untuk membuang angin sebelum ram digunakan.

17. Tong, berfungsi untuk mengunci/membuka tabular valve. 18. (juga nomor 19 dan 20). Choke, fungsinya sebagai pengaman pada

telescoping dan erection ram, dengan tujuan menghindari mast terhempas, pada saat rigging up bila terjadi pipa atau slang yang pecah.

Salah satu sumber tenaga lainnya adalah tenaga pneumatik atau tenaga angin yang dihasilkan oleh air compressor. Tenaga ini biasanya digunakan untuk menggerakkan peralatan yang memerlukan tekanan yang lebih kecil dibandingkan dengan sistem hydraulic. Pada kompressor terdapat klep-klep yang mengatur tekanan sistem pada harga tertentu. Bila tekanan sistem melebihi harga tersebut, maka klep-klep akan terbuka secara otomatis.

Demikian pula dengan tangki/tabung udara yang dilengkapi dengan safety valve. Udara yang berada di tabung dialirkan melalui pipa ke dua arah, yaitu :

1. Menuju kabin untuk: cabin throtle kill engine service brake Emergency brake Horn Differential lock Pressure gauge

2. Menuju ke operating control untuk : Tubing drum air clutch Sand drum air clutch Cat head clutch Pilot air valve untuk hydraulic pumpSebelum angin digunakan pada

peralatan, terlebih dahulu disaring dan diatur bermacam valve.


7. Peralatan-Peralatan Khusus

7.1. Stabilizer

Digunakan di dalam BHA untuk menjaga keseimbangan bit dan drill collar di dalam lubang bor selama oprasi pemboran (Gambar 68). Fungsinya adalah:

a. Untuk menaikkan penetrasi b. Memperkecil kelelahan pada sambungan-sambungan drill collar-stabilizer

mengurangi kelenturan drill stem sehingga mengurangi stress pada sambungan-sambungan drill collar.

C. Menghindari wall sticking-stabilizer untuk menjaga agar drill collar tidak menempel ke dinding

D. Mempertinggi kekakuan rangkaian drill collar-stabilizer mencegah perubahan sudut pemboran yang terjadi secara tiba-tiba.

E. Untuk pelurus lubang sumur-stabilizer menjaga agar drill collar tetap ditengah lubang sumur sehingga memperkecil penyimpangan arah pemboran.

⇪⇪ Gambar 68. Type-Type Stabilizer 22)

Stabilizer juga dapat digunakan untuk mengontrol kemiringan dari bit. Lubang pemboran yang lur us atau miring tergantung dari posisi stabilizer dalam BHA. Susunan yang umum digunakan adalah jenis pendulum dan packed hole.

Pendulum menggunakan berat dari drill collar langsung ke bit. (lihat Gambar 69)

Susunan packed hole menggunakan sejumlah stabilizer yang ditempatkan secara tepat untuk mencegah adanya efek pendulum (lihat Gambar 70)


⇪⇪ Gambar 69.Susunan Packed Hole17)

⇪⇪ Gambar 70. Penggunaan Stabilizer Pada Susunan Packed Hole 17)

7.2. Rotary Reamer

Peralatan yang digunakan untuk memperbesar lubang sumur yang telah di bor (Gambar 71).


⇪⇪ Gambar 71. Rotary Reamer 22)

7.3. Shock Absorber

Peralatan yang dipasang di bagian bawah drill collar untuk menyerap getaran dan setiap beban kejut yang mungkin terjadi akibat aksi pemoto-ngan bit pada saat mem-bor lapisan batuan sehingga mengurangi kemungkinan kerusakan drill stem (Gambar 72).

⇪⇪ Gambar 72. Shock Absorber 22)

7.4. Square Drill Collar

Selain menambah beban pada drill stem bagian bawah, square drill collar digunakan sebagai "specialized downhole stabilizer"(Gambar 73).


⇪⇪ Gambar 73. Square Drill Collar 22)

7.5. Peralatan untuk pembelokan lubang

Peralatan-peralatan yang digunakan untuk membelokkan lubang bor adalah:

7.5.1 Badger bit

Badger bit adalah bit dengan salah satu nozzle yang lebih besar dari yang lain, dan umumnya digunakan pada formasi yang lunak. Pada saat pembelokan, drill string tidak diputar, sehingga memberikan semburan lumpur yang tidak merata dan mengakibatkan lubang membelok ke arah ukuran nozzle dengan tekanan jet yang lebih keras. Cara kerja alat ini dapat dilihat pada Gambar 74.

⇪⇪ Gambar 4.74. Cara Kerja Badger Bit 17)


7.5.2. Spud bit

Spud bit adalah bit yang berbentuk baji, tanpa roller dan mempunyai satu nozzle. Spud bit dioperasikan dengan memberikan tekanan yang tinggi pada lumpur sehingga menimbulkan tenaga jet ditambah dengan tenaga tumbukan. Setelah lubang dibelokkan sedalam 15 - 20 meter dari lubang awal, barulah diganti dengan bit semula. Bit ini hanya digunakan pada formasi-formasi yang lunak seperti sand dan shale yang lunak sampai medium.

⇪⇪ Gambar 75. Peralatan untuk mengarahkan lubang bor 17)

7.5.3. Knucle joint

Knuckle joint adalah suatu rangkaian drill string yang diperpanjang dengan sendi peluru, yang memungkinkan melakukan putaran bersudut antara drill string dan bitnya. Sudutnya diset lebih dulu di permukaan, dan untuk mendapatkan sifat yang fleksibel di bawah drillstring, alat ini dipasang langsung pada drill pipe tanpa drill collar.

Lubang yang dibentuk oleh alat ini mempunyai diameter yang lebih kecil sebagai pilot hole, kemudian berubah diganti dengan reamer untuk memperbesar lubang tersebut.

Kerugian yang ditimbulkan oleh penggunaan alat ini adalah sulitnya mengontrol arahnya dan sudut pembelokan yang mendadak dan bisa mencapai deviasi 5 - 70 per 20 ft.

Cara kerja alat ini dapat dilihat pada Gambar 76.


⇪⇪ Gambar 76. Cara Kerja Knuckle Joint 17)

7.5.4. Whipstock

Whipstock adalah suatu alat yang berbentuk baji yang dibuat dari besi tuang dengan saluran melengkung sehingga bit dapat dibelokan. Whipstock juga dilengkapi peralatan jangkar dan peralatan untuk mengangkatnya dari lubang bila diinginkan. Pada saat operasinya whipstock harus ditempatkan pada dasar yang keras agar tidak ikut berputar atau melesak ke dalam formasi pada saat drillstring diputar. Untuk itu dasar lubang harus bebas dari cutting dan kalau perlu dipasang landasan semen.

Cara kerja alat ini dapat dilihat pada Gambar 77.

⇪⇪ Gambar 77. Cara kerja Whipstock 17)

7.5.5. Turbodril

Turbodrill adalah downhole mud turbin yang dapat memutar bit tanpa harus memutar drillstring. Kecepatan putarannya sangat tergantung pada volume lumpur dan tekanan sirkulasi mud di permukaan. Pembelokkannya disebabkan adanya bent sub pada turbodrill. (lihat Gambar 78 ).


⇪⇪ Gambar 78. Turbo Drill 17)

7.5.6. Dynadrill

Dynadrill adalah motor yang ditempatkan di dasar lubang yang digerakkan oleh tenaga aliran lumpur. Prinsip kerjanya yaitu sama dengan turbodrill untuk memutar bit tanpa harus memutar drillstring. Dengan adanya bent sub pada dynadrill akan menghasilkan lengkungan yang halus dan kontinu. (lihat Gambar 79)


⇪⇪ Gambar 79. Dyna Drill 18)

Penggunaan dyna drill sangat tergantung pada kecepatan sirkulasi lumpur dan beda tekanan pada pompa seperti terlihat pada Tabel 10.

Tabel 10. Data Operasi Dyna Drill 17) Ukuran

Dyna drill In.OD

Volume Lumpur Gpm

Beda Tekanan psi

Kecepatan Putar

Rpm.

Diameter Lubang Bor In

5 225 225 400 6 – 7,875 6,50 325 225 350 8,75—12,250 7,75 400 225 350 10,625-- 15

7.5.7. Jet Deflector Bit

Adalah Bit yang memiliki ujung penyemprotbesar yang dapat mengarahkan fluida pemboran ke satu arah (Gambar 80).


⇪⇪ Gambar 80. Jet Deflector Bit 22)

7.5.8. Bent Sub

Sub pendek yang sedikit bengkok dengan sudut 1 - 3 derajat . Bila dipasang di atas Dowhole Hydraulic Turbin Motor akan membelokkan lubang sumur (Gambar 81).

⇪⇪ Gambar 81. Bent Sub 22)

7.5.9. Knuckle Joint atau Fleksible Joint

Merupakan alat penyambung pendek yang fleksibel, bila dipasang di bagian bawah drill stem, alat tersebut memungkinkan bit bergerak ke arah yang baru (Gambar 75 ).

7.6. Peralatan Cementing

7.6.1. Peralatan permukaan

Peralatan permukaan terdiri dari truk, barge atau kapal serta alat-alat portable yang antara lain dilengkapi oleh :


⇪⇪ Gambar 82. Peralatan dan Prosedur Penyemenan 24)

7.6.1.1 Mixer (pencampur)

Umumnya mixer yang digunakan adalah jet mixer yang cara kerjanya dengan mempertemukan dua aliran antara bubuk semen dan air yang ditekan melalui suatu venturi sehingga menimbulkan aliran turbulen, agar menghasilkan campuran dengan baik.

7.6.1.2 Pompa semen

Fungsi pompa di sini untuk mengontrol rate dan tekanan yang diperlukan. Pompa yang digunakan dapat duplex double acting piston atau single acting triplex plumer. Umumnya penyemenan menggunakan plumer pump karena slurry yang dikeluarkan mempunyai rate yang lebih seragam serta tekanannya lebih besar.

7.6.1.3 Casing cementing head

Kegunaannya sebagai penghubung antara pipa pengaman dari pompa semen ke casing serta pipa-pipa lumpur/cairan pendorong. Disamping itu juga untuk menempatkan wiper plug yang biasanya dual plug heads (seperti terlihat pada Gambar 83).


⇪⇪ Gambar 83. Casing Cementing Head 24)

7.6.2. Peralatan Semen di bawah permukaan

Peralatan semen di bawah permukaan terdiri dari :

7.6.2.1 Casing Guide Shoe dan Float Collar

Guide shoe dipasang di ujung casing, yang terdiri dari 2 macam yaitu: Plain guide shoe, digunakan untuk menuntun casing opada saat diturunkan agar tidak tersangkut. Float shoe, memiliki klep penahan tekanan balik (check valve) atau aliran balik dari luar casing disamping sebagai penuntun sewaktu casing diturunkan.

Biasanya float shoe dikombinasikan dengan float collar yang ditempatkan satu atau dua string di atas float shoe. Float collar ini gunanya untuk menghalangi plug turun, dan memiliki check valve sehingga pompa dapat dilepaskan sebelum semen mengeras. Serta mencegah terjadinya blowout namun mengakibatkan naiknya pressure surges dan untuk mengatasi hal tersebut, dipakai fill up floating equipment yang mengizinkan sedikit cairan untuk masuk ke casing setelah mengalami tahanan di orifice yang dikontrol oleh differential valve.

Kombinasi antara float shoe dan float collar ini disebut sebagai floating equipment. (lihat Gambar 84)


⇪⇪ Gambar 84. Float Collars 24)

7.6.2.2 Wiper plug

Wiper plug merupakan karet berbentuk silinder untuk membersihkan lumpur di dalam casing sebelum dilewati semen.

Ada dua macam wiper plug yang digunakan yaitu:

o Bottom plug, yang berongga untuk jalan semen serta klep yang akan pecah terkena desakan semen di atasnya.

o Top plug, merupakan karet yang pejal untuk mendorong semen.Top plug sendiri didorong oleh cairan pendorong (lumpur). ( Gambar 85)

⇪⇪ Gambar 85. Wiper Plug 24)


7.6.2.3 Scratcher

Wall scratcher digunakan untuk melepaskan mud cake dari formasi agar semen dapat melekat langsung ke formasi. Alat ini ada yang bertipe rotating (diputar) dan yang bertipe reciprocating (digunakan dengan menaik turunkan casing). Pada umumnya alat ini dilas pada casing yang mau dipasang dan menghadap ke zone permeabel. (lihat Gambar 86)

⇪⇪ Gambar 86. Reciprocating Scratcher 24)

7.6.2.4 Casing centralizer

Berfungsi untuk menempatkan casing di tengah-tengah lubang bor sehingga didapat jarak yang sama antara casing dan dinding lubang bor.

Alat ini berupa susunan plat-plat yang bertumpu pada dua cincin dengan salah satu cincinnya mempunyai kedudukan yang tetap terhadap casing. Sedang yang satunya lagi dapat bergerak sehingga plat-plat dapat mengembang dan menyempit sesuai dengan kondisi lubang. (Gambar 87)


⇪⇪ Gambar 87. Casing Centralizer 24)


DAFTAR PUSTAKA

1. Adams, N.J., "Drilling Engineering A Complete Well Planning Aproach", Company,Tulsa Oklahoma.

2. Aguilera R., "Horizontal Wells: Formation Evaluation, Drilling, and Production,Including Heavy Oil Recovery", Gulf Publishing Company, Houston,1991.

3. Alliquander, "Das Moderne Rotarybohren", VEB Deutscher Verlag Fuer Grundstoffindustrie,Clausthal-Zellerfeld, Germany, 1986

4. Azar J.J., "Drilling in Petroleum Engineering", Magcobar Drilling Fluid Manual. 5. Amyx J.W., ".Petroleum Reservoir Engineering", Penn Well Publishing 6. Arthur, W.,Mc. Cray and Frank Cole, "Oil Well Drilling Technology", University of Norman,

Oklahoma Press, 1979. 7. Bland F. William., and Robert L. Davidson., "Petroleum Processing Handbook"., Mc Graw

Hill Book Company. Inc, USA, 1967.Petroleum Engineers, Richardson TX, 1986.

8. Booth J.E., Provost C.E., "Drilling Abnormal Pressure", Courtesy of Mobil Oil Corporation. 9. Bourgoyne A.T. et.al., "Applied Drilling Engineering", First Printing Society of Pe7. 10. Doddy Abdassah, "Analisa Metoda-Metoda Perencanaan dan Perhitungan Koordinat

Titik-Titik Sutvey di Dalam pemboran Berarah". 11 Dyna Drill, Div. of Smith International, Inc. 12. Gatlin C., "Petroleum Engineering: Drilling and Well Completions", Prentice Hall Inc.,

Englewood Cliffs, New Jersey, 1960. 13. Goodman.R.E.,"Introduction to: Rock Mechanics", John Wiley & Sons, Second Edition,

New York, 1989. 14. Gorman, "The Petroleum Industry : Drilling Equipment and Operations", Third Edition,

Smith International Inc. Dallas - Texas, 1982. 15.Lapeyrouse N.J., "Formulas and Calculations for Drilling", Production and Workover",

Gulf Publishing Company, Houston, 1992. 16.Lummus. J.L, J.J Azar.,"Drilling Fluids Optimization A Practical Field Approach",PennWell

Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1986. 17.Lynch E.J., "Formation Evaluation", Harper & Row Publishers, New York, 1962. 18 Magcobar, "Data Engineering Manual", Dresser Industries Inc. 19 . Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Tulsa-

Oklahoma, 1974. 20. Moore P.L., "Drilling Practices Manual", Penn Well Publishing Company, Second Edition,

Tulsa-Oklahoma, 1986. 21.McCray A.W., Cole F.W., "Oil Well Drilling Technology", The University of Oklahoma

Press,1979. 22.Mian M.A., "Petroleum Engineering Handbook for Practicing Engineer", Vol.1, Penn Well

Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, 1992. 23. Mian M.A., "Petroleum Engineering Handbook for Practicing Engineer", Vol.2, Penn Well

Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, 1992. 24.Nelson E.B., "Well Cementing", Schlumberger Educational Series, Houston- Texas,

1990. 25. n.n. "Offshore Technology Yearbook", Energy Communications Inc. 26. n.n. "Lesson In

Rotary Drilling, The Bit", Petroleum Extension Service, The University of Texas - Division of Extension, Austin, Texas, 1966.

27.nn., "Drilling", SPE Reprint Series no. 6a., SPE of AIME, Dallas-Texas, 1973. 28.nn., "Cementing Tables", Halliburton Servives, 1981. 29.nn., "Cementing Technology", Dowel Schlumberger, London, 1984. 30. nn., "Principles of Drilling Fluid Control", Twelfth Edition, Petroleum Extension Service

The University of Texas of Austin, Texas, 1969. 31. nn., "Powerpak Steerable Motor Handbook", Anadrill Educational Services,Sugarland,

Texas, 1993.


32. nn.,"Selected Reading On Drilling Mud", Magnet Cove Barium Corp, Houston, Texas,1957.

33.Paxson J., "Casing and cementing", Second Edition, Petroleum Extension Service, Texas, 1982.

34. Pearson R.M., "Well Completion Design and Practices", IHRDC, USA, 1987. 35. Pettus. D.S., "Horizontal Drilling: High-Angle and Extended-Reach", Southwest

Geoservices, USA, 1992. 36. Rabia. H., "Oil Well Drilling Engineering : Principles & Practice", University of Newcastle

upon Tyne, Graham & Trotman, 1985. 37. Rudi Rubiandini RS.Dr.Ir ,Ir. Bagus Budiarta, "Basic Offshore Drilling Completion and

Production", 1993. 38. Rudi Rubiandini R.S, 1987,"Memilih Bit Nozzle Dengan Program Komputer dan

Nomograph", Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi No.2, 1987. 39. Schlumberger Log Interpretation Chart, Schlumberger Oilfield Services 1998. 40.Simpson, M.A.Sr." The Drilling Expert System : A Microcomputer Approach to Drilling

Engineering Problem Solving", Lousiana: Drill-Right Inc, 1985 41.Short J., "Introduction to Directional And Horizontal Drilling", Penn Well Publishing

Company, Tulsa, 1993. 42.Smith D.K., "Worldwide Cementing Practices", First Edition, American Petroleum Institute

(API), Johston Printing Company, 1991. 43.Smith D.K., "Cementing", SPE of AIME, New York, 1976. 44.Stag K.G., Zienkiewicz O.C.,

"Rock Mevhanics in Engineering Practice", John Willey & Sons, London, 1975.

45.Tiraspolsky W., "Hydraulic Downhole Drilling Motors", Gulf Publishing Company, Houston-texas, 1985.

46. Wischers, G., "Zement Taschenbuch", 48. Ausgabe, Verein Deutscher Zementwerkee.V. (VDZ), Bauverlag Gmbh., Duellesdorf, Germany, 1984

Dril-060 Peralatan Pemboran

Documents